Geothermal.uzГеотермальная энергия в Узбекистане Поиск по сайту

Главная / Исследования

Статья в журналеБесплатный доступ

Оценка потенциала Илийского бассейна для подземного хранения CO2

Оценка потенциала Илийского бассейна для подземного хранения СО2

S. A. Istekova, A. V. Logvinenko, D. S. Kairov, Y. N. Narimanov, N. K. Slambek, G. K. Bekbaltina

  1. Satbayev University, Almaty, Kazakhstan
PDF2,9 МБ Цитировать

https://doi.org/10.37878/2708-0080/2026-5.02

Neft i Gaz, No. 5 (155)

Дата30 октября 2026

Выпуск2026, pp. 30–48

Языкрусский (аннотации на казахском и английском языках)

ЛицензияНе указана

ИздательНефтяной научно-инженерный центр Национальной инженерной академии Республики Казахстан

Ключевые данные

  • Данные: профили МОГТ-2D (переобработка PSDM) и 22 скважины Жаркентской впадины; мощность осадочного чехла до 5 000 м.
  • Геотермальная зона с глубины 2 800–3 600 м: вода 75–100 °C и выше, до 165 °C; расчетные 88,6 °C и 255,7 бар на глубине 2 600 м.
  • Термоводоносные комплексы: пермский — с 1 200 м; триасовый — с 1 080 м (на Усекской площади 2 620–2 990 м).
  • Юрские песчаники: до 70% разреза, пористость 20–26%, проницаемость 40–100 мД (на Усеке до 120 мД); нижний триас: 18–23%, 8–45 мД.
  • Пенджинская антиклиналь: 15 × 5 км, амплитуда 600 м, 75 км²; поднятие Айдарлы: 6,25 км², амплитуда 100 м.
  • Модель юрского водоносного горизонта: 1 323 758 200 м², от −1 566 до −3 700 м; эффективный поровый объем 2 918,6 тыс. м³ (средняя пористость 18,5%, средняя проницаемость 127,6 мД).
  • Емкость хранения CO2: 34,11 (P10), 49,52 (P50) и 110,05 (P90) тыс. т.

Ключевые слова

  • Жаркентская впадина
  • юрский горизонт
  • резервуар
  • коллектор
  • покрышка
  • сейсморазведка
  • бурение
  • водоносность
  • диоксид углерода

Краткое изложение

С.А. Истекова, А.В. Логвиненко, Д.С. Каиров, Е.Н. Нариманов, Н.К. Сламбек и Г.К. Бекбалтина из Satbayev University (Алматы) оценивают, может ли Илийский осадочный бассейн хранить углекислый газ от промышленных объектов Алматы и Алматинской области, где годовые выбросы CO2 превышают 2 млн т. Нефтяных месторождений в бассейне нет, поэтому авторы рассматривают глубокие засоленные водоносные горизонты. Они заново интерпретировали профили сейсморазведки МОГТ-2D, переобработанные с глубинной миграцией до суммирования, вместе с данными 22 скважин Жаркентской впадины (18 на западе и юго-западе, 4 в центре) и построили в Petrel структурную, литологическую и петрофизическую модели.

Бассейн состоит из двух прогибов, разделенных Богутинской седловиной: Восточно-Илийского (Жаркентского) на востоке и Алматинского (Западно-Илийского) на западе. В Алматинском прогибе континентальные красноцветные неоген-четвертичные отложения лежат прямо на палеозойском фундаменте, и авторы считают его бесперспективным для хранения. Мощность осадков в Жаркентском прогибе достигает 5 000 м, отложений перми, триаса и юры — 1 200 м. На Северо-Кетменьской моноклинали выделены три локальные структуры: Пенджинская антиклиналь (15 × 5 км, амплитуда 600 м, площадь 75 км², восточной периклиналью уходит в КНР), Усекская моноклиналь и поднятие Айдарлы (6,25 км², амплитуда 100 м). Многочисленные разломы могут экранировать ловушки.

Мелкозернистые песчаники нижнего триаса имеют открытую пористость 18–23% и проницаемость 8–45 мД. Песчаники слагают до 70% юрского разреза, их пористость 20–26%, проницаемость 40–100 мД (на Усекской площади до 120 мД); пористость меловых песчаников достигает 20–30%, плиоценовых — 10–22%. Региональными покрышками служат озерные глины верхнеюрской кайргалинской свиты и верхнемел-палеогеновая глинистая толща.

Жаркентский артезианский бассейн питается с окружающих хребтов высотой до 3 500 м, где много ледников. В нем выделено семь водоносных комплексов — от пермского до четвертичного. Пермский (с 1 200 м) и триасовый (с 1 080 м; на Усекской площади 2 620–2 990 м) комплексы — термоводоносные. Меловые горизонты, вскрытые на глубинах 782 и 2 290 м, содержат ультрапресные воды, в том числе хлоридно-кальциевые в скважине 2T; минерализация палеоген-неогенового комплекса (50–2 600 м) растет с юга на северо-запад. Воды впадины термальные: геотермальная зона с температурой воды 75–100 °C и выше (до 165 °C) начинается с 2 800–3 600 м, на юге глубже, чем в центре. Южную часть дренируют пресные напорные воды, северная зона отделена от области питания системой надвигов. Подземные воды хлоридно-кальциевого и гидрокарбонатно-натриевого типов, с йодом, бромом и бором.

Модель юрского водоносного горизонта охватывает 1 323 758 200 м² на глубинах от −1 566 до −3 700 м. Коллекторы составляют 48,3–48,5% ее объема; эффективный объем коллектора — 15 776,1 тыс. м³, а при средней пористости 18,5% (12–22,5%) эффективный поровый объем — 2 918,6 тыс. м³; проницаемость по керну 3,3–300,2 мД (в среднем 127,6 мД). Для глубины 2 600 м авторы рассчитали давление 255,7 бар и температуру 88,6 °C — выше критической точки CO2; плотность газа при этом 628,4 кг/м³. По методике IEAGHG емкость хранения составляет 34,11, 49,52 и 110,05 тыс. т CO2 (P10, P50 и P90). Авторы называют оценку предварительной и считают необходимыми сейсморазведку 3D, поисково-разведочное бурение с отбором керна и численное гидродинамическое моделирование. Термальные воды бассейна изучены также в работах Kismelyeva et al. — по Жаркунакской зоне — и Kalitova et al. — по западному Алматинскому сектору.

Рисунки (2)

Структурно-тектоническая схема Жаркентского прогиба между Джунгарским Алатау и Большим Кетменьским антиклинорием: разломы, выходы палеозойских отложений, 17 пронумерованных локальных структур, Панфиловский и Хоргосский прогибы, Кетменьская моноклиналь и разведочные скважины 1Г, 2Г, 3Г, 6Г и 7Г; на востоке КНР; подписи на русском языке
Рис. 2. Жаркентский прогиб: структурно-тектоническая схема. Источник: S. A. Istekova et al. (2026), Istekova et al. (2026), рис. 2.
Две карты Жаркентской впадины между Джунгарским Алатау и Большим Кетменьским антиклинорием: изоглубины подошвы юры (м) и изотермы (°C), скважины с номерами и глубинами, разломы; подписи на русском языке
Рис. 5. Карта водоносных комплексов Жаркентской впадины: слева — юрский, справа — неогеновый комплексы. Источник: S. A. Istekova et al. (2026), Istekova et al. (2026), рис. 5.

Как цитировать

S. A. Istekova, A. V. Logvinenko, D. S. Kairov, Y. N. Narimanov, N. K. Slambek and G. K. Bekbaltina (2026). Assessment of the Ili basin potential for underground CO2 storage. Neft i Gaz, No. 5 (155), 2026, pp. 30–48. https://doi.org/10.37878/2708-0080/2026-5.02