Geothermal.uzГеотермальная энергия в Узбекистане Поиск по сайту

Главная / Исследования

Обзорная статьяОткрытый доступ

Нефтегазовые системы Чу-Сарысуйского бассейна Казахстана: обзор газового потенциала девона–перми

Petroleum Systems of the Shu-Sarysu Basin, Kazakhstan: A Review of Devonian–Permian Gas Potential

Almas Zhumagulov1, Auez Abetov1, Mehrdad T. Manzari2, Jamilyam Ismailova1

  1. International Center for Deposit Analysis and Development; Department of Chemical Processes and Industrial Ecology; Department of Geophysics and Seismology; Department of Petroleum Engineering, Satbayev University, Almaty, Kazakhstan
  2. School of Mechanical Engineering, Sharif University of Technology, Tehran, Iran
PDF6,5 МБ Цитировать

https://doi.org/10.3390/geosciences15060232

Geosciences, vol. 15, no. 6

Дата18 июня 2025

Выпуск232

Языканглийский

ЛицензияCC BY 4.0

ИздательMDPI

Ключевые данные

  • Бассейн около 840 × 300 км, около 160 000 км²; осадочный чехол более 5 500 м.
  • 12 газовых месторождений; Амангельды — 884 млрд куб. футов, Придорожное — 225 млрд куб. футов.
  • Современный геотермический градиент 30–35 °C/км; позднепалеозойский палеоградиент 4,3–4,5 °C/100 м.
  • Rock-Eval: 405 образцов из 29 скважин; отражательная способность витринита 1,39–3,3%; Tmax 300–579 °C; водородный индекс ниже 75 мг УВ/г TOC.
  • Пористость: фаменские песчаники 7–27% (до 12 мД); раннекаменноугольные песчаники 3–21,6% (обычно менее 190 мД); средне-позднекаменноугольные 3–10% и раннепермские 19–22% (до 133 мД).
  • Пластовые давления в одних и тех же интервалах на разных месторождениях различаются до 40%; гелий в газах Мойынкумского прогиба — до 0,83%.

Аннотация

The Shu-Sarysu Basin in central-southern Kazakhstan remains one of the underexplored gas-prone provinces, with 12 discovered gas fields including Amangeldy (884 Bcf) and Pridorozhnoye (225 Bcf). In the context of global energy transition, such basins require integrated geological assessment to constrain exploration potential. Historical studies within the region were spatially limited and prematurely discontinued, resulting in fragmented datasets and a lack of modern interpretation. This review reassesses published geological data within a petroleum systems framework, applying contemporary geodynamic and stratigraphic concepts. Analysis shows that tectonostratigraphic evolution of the basin during Devonian–Permian time (390–250 Ma) favored formation of mature, gas-prone systems within structurally compartmentalized troughs, with effective source, reservoir, and seal configurations. Building on these findings, a three-tier classification of exploration zones is proposed based on system maturity, trap integrity, and gas shows, reflecting geological success probability. This provides a basis for prioritizing future exploration despite limited seismic and drilling coverage in many areas. Recommended priorities include digitization of archival data, structural modeling, modern geochemical and diagenetic analysis, and focused evaluation of promising areas to support future exploration.

Аннотация на английском языке из статьи. Авторская аннотация воспроизводится на условиях лицензии CC BY 4.0. Аннотация дана на английском языке.

Ключевые слова

  • Чу-Сарысуйский бассейн
  • Казахстан
  • девонско-пермский комплекс
  • нефтегазовые системы
  • перспективы газоносности
  • геологическое развитие
  • стратиграфия и тектоника
  • энергетический переход

Простыми словами

Алмас Жумагулов, Ауез Абетов и Джамилям Исмаилова (Satbayev University) и Мехрдад Т. Манзари (Технологический университет имени Шарифа) рассматривают опубликованные геологические данные по Чу-Сарысуйскому бассейну на юге Центрального Казахстана с позиций анализа нефтегазовых систем. Бассейн расположен в Центрально-Азиатском складчатом поясе. Он протягивается примерно на 840 км с северо-запада на юго-восток при ширине 300 км, занимает около 160 000 км², мощность осадочного чехла — более 5 500 м. На юго-западе хребты Каратау отделяют его от Каратау-Сырдарьинского бассейна. На Таласском поднятии, в Мойынкумском и Кокпансорском прогибах открыто двенадцать газовых месторождений. Крупнейшее из них, Амангельды (884 млрд куб. футов), приурочено главным образом к позднедевонско-раннекаменноугольным карбонатам и раннепермским терригенным породам; запасы Придорожного оцениваются в 225 млрд куб. футов. С 1980-х годов новых месторождений не открыто.

Пиролиз Rock-Eval 405 образцов из 29 скважин в 2003–2004 годах показал, что в большинстве образцов содержание органического углерода (TOC) ниже 1%, а водородный индекс во всех ниже 75 мг УВ/г TOC — это типично для исчерпанного газопроизводящего керогена. Самые богатые нефтематеринские породы (1,5–6% TOC) — угленосные озерно-болотные отложения визе, главным образом в Тасбулакском и Мойынкумском прогибах. Отражательная способность витринита 1,39–3,3% и Tmax 300–579 °C указывают на зрелый и перезрелый кероген III типа, на юге бассейна более зрелый, чем на севере. Моделирование показывает, что современный геотермический градиент 30–35 °C/км и глубины погружения до 4,5 км эту зрелость не объясняют. Для нее нужны позднепалеозойские палеогеотермические градиенты 4,3–4,5 °C/100 м, которые авторы связывают с тектоническими импульсами и глубинным тепловым потоком. Газы Мойынкумского прогиба содержат до 0,83% гелия.

Пористость фаменских песчаников — 7–27%, проницаемость — до 12 мД; раннекаменноугольных песчаников — 3–21,6%, проницаемость обычно менее 190 мД. У средне-позднекаменноугольных песчаников пористость 3–10%, у раннепермских — 19–22%, проницаемость до 133 мД. Газ содержат также трещиноватые раннекаменноугольные известняки и трещиноватый фундамент. Бассейн разделен на изолированные прогибы с преимущественно застойным (элизионным) флюидным режимом: пластовые давления в одних и тех же интервалах на разных месторождениях различаются до 40%. Выдержанные эвапоритовые покрышки ограничивали миграцию газа вверх, в пермские отложения.

Авторы предлагают трехуровневую классификацию зон поиска по зрелости систем, сохранности ловушек и газопроявлениям. В зону I с глубинами погружения 2 500–3 500 м входят доказанные месторождения, среди них Амангельды, Айракты, Жаркум и Малдыбай. Значительная часть бассейна не обеспечена современными сейсмическими и скважинными данными, а на севере и по окраинам прямых замеров температуры нет. Авторы рекомендуют оцифровать архивные данные, выполнить структурное моделирование и современные геохимические и диагенетические исследования.

Рисунки (1)

Карта Чу-Сарысуйского бассейна между Жезказганом и Таразом: прогибы и поднятия, реки Сарысу и Чу, сейсмические профили и линии разрезов, опробованные скважины и зеленые контуры газовых месторождений, в том числе Амангельды и Придорожного; на врезке — положение бассейна в Казахстане
Рис. 1. (a) Положение Чу-Сарысуйского бассейна в Казахстане; (b) тектоническое строение и изученность бассейна. Прогибы: I Кокпансорский, II Созак-Байкадамский, III Жезказганский, IV Тасбулакский, V Мойынкумский; поднятия: VI Бугуджильское, VII Бетпакдалинское, VIII Тастинское, IX Таласское, X Сарысуйское, XI Нижнечуйское; красные кружки — скважины, опробованные для геохимических исследований; зеленые контуры — газовые месторождения. Источник: Almas Zhumagulov et al. (2025), CC BY 4.0, Zhumagulov et al. (2025), рис. 1, CC BY 4.0.

Как цитировать

Almas Zhumagulov, Auez Abetov, Mehrdad T. Manzari and Jamilyam Ismailova (2025). Petroleum Systems of the Shu-Sarysu Basin, Kazakhstan: A Review of Devonian–Permian Gas Potential. Geosciences, vol. 15, no. 6, 232. https://doi.org/10.3390/geosciences15060232