«геология жəне тұРАҚты даму» Ғылыми-теориялық конференциясы еңбектері

 
463 
Рутил  –  сеппелері  жəне  агрегаттары  метасоматиттерде 
кездеседі.  
Петрографиялық зерттеулер нəтижесінде осы кенбілінімнің 
березиттік белдемдері анықталды жəне олар сипатталды. 
Березит 
деген 
терминді 
əдебиетке 
Оралдағы 
Березовское  кенорының  зерттеген  Г.  Розе  (1842)  енгізді. 
Cыйыстырушы 
таужыныстардың 
березиттенуінен 
қалыптасқан 
кенорындар, 
гранитоидтардың 
кіші 
интрузиялары  жəне  олардың  желілерімен  байланысты. 
Березиттің  қалыптасу  температурасы  250-330
0
С,  рН  3,5-
5.5 [1]. 
Березиттену – жарықшалар айналасындағы нақты ме-
тасоматоз  процесі.  Метасоматоз  процесінде  пайда  болған 
таужыныстарды метасоматиттер деп атайды. Бұл процесте 
бір  минералдың  еріп,  оның  орнына  екінші  минералдың 
қалыптасуы  бір  уақытта  болады.  Сондықтан  жалпы  тау-
жыныстар  қатты  күйінде  қалады  жəне  олардың  көлемі 
өзгермей  сол  күйінде  қалады.  Жақын  орналасқан 
субпараллель жарықшалар бойынша линза тəріздес немесе 
күрделілеу  пішінді  денелердің  қалындығы  15  м  дейін, 
ұзартылуы 200 -300 м.  
Жеке  жарықшалар  немесе  желілерді  қоршап  дұрыс 
симметриялық  белдемдер  қалыптасады.  Əдетте  нақты  үш 
белдем  бөлінеді:  нашар  өзгерген  (беризиттенген)  шет 
жағы; 
аралық 
белдем 
– 
қарқынды 
өзгерген 
(
березиттенген);  ішкі  белдемдер  –  березиттер  [1,  2]. 
Березиттенген  гранитоидтардың  нақты  құрылысы  10 
белдемге дейін жетуі мүмкін.  
Березитизиттенген 
таужыныстарға 
кең 
қалыптасқан 
псевдоморфозаларға  байланысты  реликтілік  құрылым  жəне 
бастапқы  таужыныстардың  бітімі  тəн.  Бастапқы  минералдардың 
ішінен кварц, апатит, кейде калийлі дала шпаттар тұрақты болады. 
Минералдарға псевдоморфозалар тəн: сəл өзгерген биотит титаннан 
айырыла бастайды, онда рутилдің жұқа инелерінің сагениттік торы 
пайда  болады;  плагиоклаз  альбиттенеді,  ал  оның  негізді  ортасы 
соссюриттенеді.  Горнблендтің  келбеті  пирит  пен  лейкоксен 

 
464 
псевдоморфозаларының  қалыптасуымен  сақталып  тұрады.  Түсті 
минералдар  бойынша  кальцит,  хлорит,  пирит  жəне  рутил  дамиды. 
Акцессорлық  магнетит  бойынша  пирит  пен  рутил  агрегаттары 
дамиды.  Карбонат  бұл  таужыныстарда  –  анкерит  болады. 
Березиттердің  өзінің  бітімі  шомбал,  құрылымы  микрогранолепид-
областық, микролепидогранобластық болады [1, 2]. 
Біз 
қарастырған 
мөлдір 
тілімтастардың 
петрографиялық  сипаттамасы  бойынша,  березиттенген 
кварцты  диориттердің  келесі  белдемдері  анықталған: 
өзгермеген  кварцты  диорит;  нашар  березиттенген 
сыртқы  белдемдер:  рутил-апатит-альбит-пирит-хлорит-
кальцит-серицит-кварц  құрамды  метасоматиттер;  пирит-
хлорит-кальцит-серицит-кварц  құрамды  метасоматиттер; 
березиттенген 
аралық 
белдемдер: 
пирит-хлорит-
анкерит-серицит-кварц  құрамды  метасоматиттер;  пирит-
хлорит-серицит-кварц 
құрамды 
метасоматиттер; 
березиттер:  пирит-серицит-кварцты  (…1-5  суреттерге 
сəйкес).  
 
   
 
                      1                                            2 
 
Шлиф № С – 1/67,9, кварцты диорит-порфирит, никольдер параллель 
(1), айқасқан (2), үлкетуі 40
х
. Порфир бөліктері (п.б,): андезин, биотит, 
горнбленд. Арқауы (арқ.): андезин, кварц, биотит, горнбленд. 
Акцессорлық минералдар (акц.м.): кендік минералдар, апатит, циркон 
1 сурет – Өзгермеген кварцты диорит-порфирит 

 
465 
A 
       
 
                  1                                                         2 
 
Шлиф  №  С  –  2/49,7,  нашар  березиттенген  кварцты  диорит; 
никольдер  параллель  (1),  айқасқан  (2),  үлкетуі  40
х
.  П.б.:  андезин 
бойынша серицит пен альбит дамыған, горнбленд бойынша биотит пен 
хлорит дамыған. Арқ.: кварц, серицит, хлорит, пирит, рутил, апатит 
 
B 
       
 
 
 
Шлиф № С – 2/73,0, нашар березиттенген кварцты диорит; никольдер 
параллель (1), айқасқан (2), үлкетуі 40
х
. П.б.: андезин, биотит бойынша 
хлорит дамыған. Арқ.: кварц, серициттенген плагиоклаз,  хлорит, 
пирит, кальцит 
2 сурет – Нашар березиттенген рутил-апатит-альбит-пирит-
хлорит-кальцит-серицит-кварцтық (A) жəне пирит-хлорит-
кальцит-серицит-кварцтық (В) сыртқы белдем 
 

 
466 
       
 
               1                                                             2 
 
Шлиф № С – 2/93,0, березиттенген кварцты диорит; никольдер 
параллель (1), айқасқан (2), үлкетуі 40
х
. Пирит-хлорит-анкерит-
серицит-кварц құрамды 
4 
сурет – Березиттенген пирит-хлорит-анкерит-серицит-
кварцтық аралық белдем 
 
       
 
                1                                                               2 
Шлиф № С – 5/63,2, березиттенген кварцты диорит; никольдер 
параллель (1), айқасқан (2), үлкетуі 40
х
.  
Пирит-хлорит-серицит-кварц құрамды 
4 сурет – Березиттенген пирит-хлорит-серицит-кварцтық 
аралық белдем 
 

 
467 
     
 
                1                                                                     2 
Шлиф № С – 2/36,3, пирит-серицит-кварцты березит, никольдер 
параллель (1), айқасқан (2), үлкейтуі 40
х
 
5 сурет – Пирит-серицит-кварцты березит 
 
Березиттердің  химиялық  талдаулары  бойынша  (1-
кесте) өзгерістер байқалады (1 кесте).  
 
1 – кесте  
Березиттердің химиялық талдаулары (В. Н. Сазонова (1978) 
бойынша) (оттектің 50 атомына келетін атомдық сандар) 
Таужыныс, 
квацты 
желіден 
қашықтығы,  
м 
Si 
Ti 
Al  Fe
3+ 
Fe
2+
  Mn  Mg 
Ca 
Na 
К  С 
P 
Гранит-
порфир, 
альбиттенген 
жəне 
серициттен-
ген, 0,6 м 
19,
52 
— 
4,6 
0,2  0,2 
— 
0,2  0,5  2,1  1,4  0,4 
— 
Березиттенге
н гранит-
порфир,  
0,4 м  
19,
5 
—  4,6 
0,2  0,2 
— 
0,2  0,5  2,1  1,4  0,5  — 
Березиттенге
н гранит-
19,
7 
—  4,3 
0,2  0,2 
— 
0,3  0,5  2,0  1,4  0,5  — 

 
468 
 
Березиттену  процесінде  магний  кетеді,  оның  мөлшері 
шет  белдемнен  ішке  қарай  азаяды.  Кальций  мен  көмір 
қышқылы  ішкі  белдемнен  аралық  белдемге  келеді. 
Березиттену  белдеміне  калий  келеді,  ал  натрий  одан 
кетеді. Аллюминий мен титанның мөлшері өте аз өзгереді 
[1].  
 
ƏДЕБИЕТТЕР 
 
1.  Бекботаев  А.Т.  Петрография  жəне  петрология.  2бөлім.  – 
Алматы: Республикалық баспа кабинеті, 1992. 198 б. 
2.  Маракушев  А.А.,  Е.Н.  Граменицкий,  В.И.  Фельдман,  А.Н. 
Феногенов, А.Д. Ракчеев Петрография, ч. III. – М.: изд. МГУ, 1986, 346 с. 
 
 
Исаев Р. А. Научный руководитель:  
доцент к.г.-м.н. Нурсултанова С. Г. 
 
ФОРМИРОВАНИЕ И НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ 
ОСАДОЧНЫХ БАССЕЙНОВ В СВЯЗИ С 
РИФТОГЕНЕЗОМ 
 
     Развернувшееся  с  середины  XX  века  систематическое 
геолого-геофизическое  изучение  ложа  океанов,  занимающих 
около  2/3  поверхности  Земли,  привело  к  открытию  на  их  дне 
грандиозных,  линейно  вытянутых  зон  поднятий,  рассеченных 
множеством  продольных  и  поперечных  разломов  -  срединно-
океанических  или,  точнее,  внутриокеанических  хребтов  общей 
протяженностью более 80 тыс. км (рис. 1). 
порфир,  
0,25 м 
Березит,  
0,15 м 
22,
4 
—  0,5 
0,2  0,1 
— 
0,3  0,8  0,3  1,9  0,8  — 
Березит пи-
риттенген, 
0,05 м 
20,
5 
—  4,7 
0,2  0,09  — 
0,2  0,3  0,2  1,8  — 
— 

 
469 
 
 
 
Рис. 1.  Распространение кайнозойских континентальных рифтовых 
зон и систем и океанических спрединговых поясов Земли. 1 — внутри-
океанические спрединговые пояса; 2 — Западно-Тихоокеанский окра-
инно-океанический спрединговый пояс; 3 — активные осевые зоны 
спрединговых поясов и пересекающие их крупнейшие трансформные 
разломы; 4 — отмершие осевые зоны спрединговых поясов; 5 — кон-
тинентальные рифтовые зоны и системы; 6 — стабильные ядра кон-
тинентов — древние платформы; 7 — подвижные пояса разного воз-
раста в пределах континентов и их окраин; 8 — области дна океанов 
вне кайнозойских спрединговых поясов преимущественно с мезозой-
ской корой океанского типа 
 
1.
  Формирование  и  нефтегазоносность  осадочных  бас-
сейнов в связи с рифтогенезом. 
По  мнению  некоторых  исследователей,  рифтогенез  разви-
вается  одновременно  с  эпохами  складчатости,  что  подтвержда-
ется существованием внутриматериковых рифтовых систем, па-
раллельных  границам  геосинклинально-складчатых  поясов. 
Рифтовые пояса и зоны (области растяжения) и складчатые поя-
са (области сжатия) как бы уравновешиваются и занимают при-
мерно  одинаковые  площади.  Согласно  неомобилистской  кон-

 
470 
цепции  широкомасштабный  рифтогенез  дает  начало  крупному 
геодинамическому циклу эволюции литосферы, в течение кото-
рого  процессы  расхождения  литосферных  плит,  приводящие  к 
формированию  новых  океанов,  сменяются  их  схождением  и 
столкновением  с  образованием  горноскладчатых  систем.  Про-
цессы рифтогенеза, проявляющиеся на стадии схождения плит, 
приводят к формированию осадочных бассейнов островных дуг 
и  окраинных  морей,  характерных  для  континентальных  окраин 
тихоокеанского  типа,  а  на  стадии  столкновения  плит  -  внутри 
континентальных  грабен-рифтов  в  пределах  горноскладчатых 
систем и прилегающих областей.(1) 
Таким  образом,  многие  осадочные  бассейны  мира  (около 
35%) так или иначе связаны с процессами рифтогенеза, опреде-
ляющими  не  только  специфику  их  строения  и  развития,  но  и 
особенности  условий  нефтегазообразования  и  нефтегазонакоп-
ления. 
Рифтогенез отмечен с самых ранних стадий геологической 
истории  Земли,  однако  в  отдельные  эпохи,  такие  как  триас  и 
поздний кайнозой, этот процесс проявлялся особенно интенсив-
но. Многими исследователями подчеркивалось связь нефтегазо-
носности  рифтогенных  осадочных  бассейнов  с  рифтовыми 
структурами  преимущественно  мезозойского  и  кайнозойского 
возраста. Это хорошо иллюстрируется на примере таких бассей-
нов,  как  Североморский,  Сирт,  Бохайвань,  Сунляо  и  другие  с 
высокой  концентрацией  запасов  нефти  и  газа.  В  нашей  стране 
мезозойские  (триасовые)  рифтовые  структуры  установлены  в 
основании  Западно-Сибирской  нефтегазоносной  провинции, 
тогда  как  другие  крупные  нефтегазоносные  провинции,  такие 
как  Тимано-Печорская,  Волго-Уральская,  Днепрово-Донецкая, 
приурочены к платформенным впадинам, подстилаемым палео-
зойскими и более древними рифтами.(2) 
Приведем данные о развитии мезозойских и более молодых 
рифтовых  структур  в  Западной  Сибири,  относительно  слабо 
изученных  осадочных  бассейнов  Северо-Атлантического  (Арк-
тического) сегмента Земли, а также палеозойских и более древ-
них  на  Восточно-Европейской  и  Северо-Американской  плат-

 
471 
формах; покажем тесную зависимость условий формирования и 
реализации  нефтегазового  потенциала  этих  регионов  от  време-
ни,  характера  и  масштабов  проявления  рифтогенного  геодина-
мического режима. 
В мезозое процесс раздробления и растяжения земной коры 
был  глобальным,  охватывая  Мексиканский  залив,  юго-восток 
Африки, Индию, арктические районы, Западную Сибирь и др, В 
континентальной  коре  Западно-Сибирской  плиты  развита  па-
леорифтовая система триасового возраста с присущими ей гео-
физическими, глубинными,  термальными,  структурными  и  гео-
логическими признаками, причем часть рифтов, вероятно, унас-
ледована от более древних. В других регионах Сибири в триасо-
вое  время  процесс  растяжения  земной  коры  отмечался  вспыш-
кой  вулканизма  (Тунгусская  синеклиза,  Таймырский  полуост-
ров).          В  триасовом  периоде  рифтогенный  геодинамический 
режим, сложившийся в Западной Сибири, преобладал во многих 
регионах  Арктики  и  Северной  Атлантики,  где  по  мнению 
В.С.Суркова и др. (1991), вызвал прогибание крупных зон зем-
ной  коры.  Несмотря  на  отмирание  периферийных  триасовых 
рифтовых систем этот режим продолжал прогрессировать в те-
чение мезозоя и кайнозоя, что привело к образованию крупных 
бассейнов и мегабассейнов, характеризующихся большой мощ-
ностью 
осадочных 
отложений. 
В 
Арктике-Северо-
Атлантическом  сегменте  различаются  рифтогенные  бассейны 
следующих 
типов: 
внутриконтинентальные 
(Западно-
Сибирский,  Парижский, Святого  Лаврентия),  окраинных  морей 
(Северное,  Норвежское,  Карское,  Баренцево,  Баффина  и  др.),  а 
также пассивных окраин континентов.  
Северное  море  является  классическим  примером  мезозой-
ских  рифтов,  с  которыми  связаны  многочисленные  крупные 
скопления  нефти  и  газа  в  отложениях  как  мезозойского,  так  и 
кайнозойского  возраста.(3).  Севернее  крупные  скопления  угле-
водородов  и  высокие  перспективы  нефтегазоносности  приуро-
чены к рифтам Норвежского моря. В западной части Баренцева 
моря  рифты  установлены  в  районе  газовых  месторождений 
Тромсё. В Северной Атлантике крупнейшей региональной струк-

 
472 
турой является система рифтогенных впадин морей Лабрадорское и 
Баффина.  Общая  мощность  осадочных  палеозойско-кайнозойских 
пород достигает здесь 7-12 км, причем основную часть разреза со-
ставляют карбонатные и терригенные породы юры и нижнего мела 
(5-6 км), а также терригенно-карбонатные отложения верхнего мела 
и  кайнозоя.  Меловые  отложения  здесь  перспективны  для  поисков 
нефти  и  газа.  Процессы  рифтогенеза  установлены  и  для  островов 
Свердруп  и  других  Канадского  арктического  архипелага,  где  из-
вестны  крупные  месторождения  нефти  и  особенно  газа.  Следует 
отметить, что в этом регионе рифтогенный геодинамический режим 
проявлялся, по-видимому, неоднократно начиная с палеозоя.(4) 
Высокие концентрации углеводородов и большие перспек-
тивы  нефтегазоносности  рассматриваемых  рифтогенных  оса-
дочных  бассейнов  предопределяются  такими  факторами,  как 
высокая  остаточная  тектоническая  активность  рифтовых  зон, 
большие  мощности  и  площади  распространения  надрифтового 
плитного  комплекса,  устойчивое  погружение  на  протяжении 
мезозоя  и  кайнозоя,  режим  повышенного  теплового  потока  на-
ряду с высокой концентрацией органического вещества в осад-
ках, благоприятным составом отложений (коллекторы, покрыш-
ки) и наличием локальных, а не только антиклинальных струк-
тур.  Немаловажную  роль  в  нефтегазоносности  рифтов  может 
играть и подток глубинных флюидов.(8) 
Влияние  рифтогенеза  на  нефтегазообразование  и  нефтега-
зонакопление неоднократно рассматривалось многими исследо-
вателями  на  примере  промышленно-нефтегазоносных  рифто-
генных  бассейнов  различных  регионов  мира.  Обобщение  ре-
зультатов этих исследований показывает, что одним из наиболее 
важных факторов является накопление в рифтовых бассейнах за 
относительно  короткий  срок  (5-12  млн  лет)  осадков  большой 
мощности,  представленных  в  нижней  части  терригенно-
вулканическими  породами;  выше  обычно  накапливаются  мощ-
ные соленосные и морские терригенные отложения, а иногда и 
карбонатные. Внутренние горсты и обрамления ("плечи") рифта 
служат  источником  обломочного  материала.  Мощные  глини-
стые  толщи  с  высоким  содержанием  органического  вещества, 

 
473 
формирующиеся в рифтовых грабенах в условиях ограниченной 
циркуляции  вод,  образуют  высококачественные нефтегазомате-
ринские породы (как морского, так и озерного происхождения). 
Ускоренной  реализации  их  потенциала  способствует  прогрев 
осадков в условиях высокого теплового потока под воздействи-
ем мантийного диапира в основании рифтовых структур. В силу 
этого  именно  рифтовые  грабены  и  надрифтовые  палеовпадины 
могли служить очагами нефти и газа во многих крупных слож-
нопостроенных рифтогенных бассейнах [5,6].  
 
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ 
 
1.  Зоненшайн Л.П., Кузьмин М.И. Палеогеодинамика. М.:  Наука, 
1993. 192 с. 
2.  Милановский  Е.Е.  Рифтовые  зоны  континентов.  М.:  Недра, 
1976. 280 с. 
3.  Милановский Е.Е. Рифтогенез в истории Земли: Рифтогенез на 
древних платформах. М.: Недра, 1983. 280 с. 
4.  Милановский  Е.Е.  Рифтогенез  в  истории  Земли:  Рифтогенез  в 
подвижных поясах. М.: Недра, 1987. 298 с. 
5.  Милановский  Е.Е.  Рифтогенез  и  его  роль  в  тектоническом 
строении  Земли  и  ее  мезокайнозойской  геодинамике  //Геотектоника. 
1991. N 1. С. 3-20. 
6.  Милановский Е.Е. Пульсации Земли // Там же. 1995. N 5. С. 3-24. 
7.   Байбакова  Г.A.  Глубинная  дегазация  и  проблема  нефтегазо-
носности  древних  рифтов.  Дегазация  Земли  и  геотектоника  //  Тез. 
докл. III Всесоюзного совещания. - М., 1991. 
8.   Кучерук.  Е.В.,  Алиева  Е.Р. Рифтогенез  и  нефтегазоносность  // 
Итоги науки и техники. -М.: ВИНИТИ, 1991. 
9.   Соколов Б.А., Егоров В.А. Рифейские рифты - генераторы неф-
ти // Природа. - 1989. - №6. -С. 73-78. 
 
 
 
 
 
 
 

 
474 
Чиндаулова Г. Ғылыми жетекші: 
 
Умирова Г.К 
 
КӨМІРСУТЕКТЕР КЕНОРЫНДАРЫН ІЗДЕУ-БАРЛАУ 
МАҚСАТЫМЕН ҚОЛДАНАТЫН ЖОҒАРЫ ДƏЛДІКТІ 
ГРАВИБАРЛАУДЫҢ МҮМКІНДІКТЕРІ 
 
Осы тарауда көмірсутектерді іздеу-барлау үшін қолданатын 
жоғарғы  дəлдікті  гравибарлаудың  мүмкіндіктері  толығымен 
көрсетілген.  Сонымен  бірге  мұнай-газ  кенорындарының  пайда 
болуы  мен  мұнай-газдың  жиналыс  зоналарын  болжайтын 
1:200000  масштабты  гравиметриялық  мəліметтерін  қолдану 
мүмкіндіктері қарастырылған[2]. 
Мұнай-газ  кенорындарын  ашу  үшін  негізгі  геофизикалық 
əдісі ретінде гравибарлаудың орта масштабты түрін пайдалануға 
болатынын төменде дəлелдеуге тырысып көреміз. Бүгінгі күнде 
мұнай-газдық  өңірлері  (провинции)  аз  зерттелген.  Негізінде 
жоғарғы  дəлдікті  гравибарлауды  жасау  көмегімен  мұнай-газ 
кенорындары  аудандарының  мұнай-газ  потенциалы  туралы 
толық 
мəлімет 
беруіне 
көмектеседі 
деп 
ойлаймыз. 
Айтқанымызды  іске  асыру  үшін  барлық  жағдайлар  бар: 
Қазақстан ауданының 96% 1:200000 масштабты гравиметриялық 
түсіріліммен қамтылған[3]. 
Мұнай-газ  геологиясында  жоғарғы  дəлдікті  гравибарлау 
мəліметтері 
технология 
мен 
идеологияның 
жоқ 
болғандықтығына  байланысты  қолданбаған.  Мұнай-газды  іздеу 
бағдарламаларында  мемлекеттің  экономикалық  тұрақсыздығы 
да  соңғы  роль  атқармайды.  Ірі  мұнай-газды  аудандардың 
ашылуы  əр  мемлекеттің  үлкен  жетістігі  екені  белгілі.  Осы 
уақытта  жанармай-энергетикалық  базасы  экономикалық  пен 
саясаттық  дамудың  негізі  болып  саналады.  Сонымен  бірге  осы 
ашулар  Қазақстан  сияқты  мемлекеттер  территориясында 
гармониялық 
дамуын 
баяулатады, 
өйткені, 
негізгі 
инвестициялар  көмірсутектер  игеруінің  деңгейін  қалпында 
ұстауға  жұмсалады,  іздеу-бұрғылау  көлемі  төмендейді,  осы 
қорлар өсуінің динамикасына əсер етеді. 

 
475 
Көп  аудандар  аз  зерттелген  жəне  өзінің  зерттелуін  күтеді. 
Əсіресе,  кризисті  аудандарда  көмірсутектер  қорларының 
ашылуы маңызды жəне қажетті. 
А.  Перродон  мұнай-газ  өңерін  ашқанда  қиындықтар  мен 
бөгеттерді  жақсы  суреттеген  (сол  кезде  геология-барлау 
жұмыстардың  басталуы  мен  олардың  практикалық  нəтижелері 
арасында  онжылдықтар  өтетін):  «кез-келген  басқа  кəсіппен 
салыстырғанда 
мұнайды 
барлауда 
жұмыстың 
сəтті 
нəтижелерінің негізгі жағдайы болып сенімділік саналады!» [3]. 
МГГТ  (ГОНГ  –  гравиметрическое  обнаружение  нефти  и 
газа)(мұнай-газ 
өңірін 
гравибарлау 
көмегімен 
табу)
 
методикасын 
1:200000 
масштабтағы 
гравиметриялық 
мəліметтерді  талдауда  да  қолдануға  болады,  өйткені  ірі 
кенорындар  үшін  жергілікті  аномалиялардың  амплитудалары 
(көмірсутектер  шоғырларымен  теңдестрілетін)  1,0  мГал  жəне 
одан да көп мəндерге жетеді [2]. 
Сонымен бірге көмірсутектердің ірі кенорындары аймақты 
гравитациялық өрістің минимумдары мен градиенттеріне сəйкес 
келетіні  белгілі.  Осыдан,  1:200000  масштабты  гравитациялық 
мəліметтерін  пайдаланып,  болашақта  нақтылау  зерттеу  мен 
терең  бұрғылау  мақсатымен  көмірсутектер  кенорындарын 
немесе  мұнай-газ  жиналу  зоналарын  анықтауға  болады. 
Сонымен  бірге,  мұнай-газды  өңірлер  игерудің  бірінші 
сатысында  ірі  кенорынды  ашудың  80-90%-ға  дейін  сəтті 
коэффициентімен  зерттеу  аймақтың  ауданын  кенет  азайтуға 
болады. 
Біздің 
ұсыныстарымызды 
бірнеше 
мысалдармен 
қарастырайық. 
1.1-суретте  Уренгой  кенорны  арқылы  өтетін  үш  профиль 
көрсетілген.  
МГГИ  методикасы  бойынша  өңделген  D
g
  (бақыланған) 
қисықтары  арқылы  осы  ірі  кенорынмен  бірге  кішілеу 
кенорындары  (Самбург  жəне  Шығыс  Уренгой)  байқалатыны 
көрініп тұр. 
 

 
476 
 
 
1.1-сурет.  Уренгой кенорынның бақыланған ауырлық  
күші өрісінің графиктері (масштабы 1: 200000) 
 
Салыстыру  үшін  мұнай-газсыз  болып  саналатын  өңірі 
бойынша  D
g
  қисықтар  жиынтығын  қарастырайық.  Мұнай-
газсыздығы  туралы  тұжырым  ондаған  терең  ұңғымалар 
бұрғылаудың нəтижесінде жасалған. Бірақ, бірде-бір ұңғыма біз 
анықтаған 
мұнай-газды 
перспективалық 
зоналарда 
бұрғыланбаған.  Осыдан,  кері  оймен  келгенде  гравиметриялық 
болжаулардың дəлдігі 100% болды деп есептеуге болады. 
Бірақ өкінішке орай, гравибарлаудың мүмкіндіктеріне (мұнай-
газ  іздеу-барлау  процесінде)  көзқарастар  теріс  болады.  Осы 
көзқарастар көптеген публикацияларда көрсетілген гравибарлаудың 
үлкен тиімділігіне (гравиметриялық болжамдардың дəлдігі 85-95%-
ке жетеді) қарамастан өзгермейді.  
Гравибарлау  мүмкіндіктері  туралы  пікірдің  себебін 
талдағанда,  келесі  ерекше  қорытындыларға  келдік:  бөгет 
факторлар  болып жұмыстардың аз  бағасы (?!),  үлкен  тиімділігі 
(!), мамандар арасындағы конкуренция жəне т. б[3].  

 
477 
Əдістердің  геологиялық  эффективтілігін  жоғарлатуына 
шақырып,  біз  сонымен  бірге  практикамен  дəлелденген 
бағыттарды тежелдетеміз. 
1:  200000  масштабты  гравиметриялық  материалдарды 
қолдануының 
екінші 
мəні 
болып 
осы 
уақытта 
пайдаланатындарға  қарамастан  гравимагниттік  мəліметтер 
арқылы  жаңа  құрылымдық-тектоникалық  схемаларды  көрсету 
мүмкіндіктері.  Бүгінгі  күнде  ауданның  геологиясын  анықтауда 
геологтар көбінесе магниттік барлау нəтижелерін пайдаланады. 
Бірақ  олар  арқылы  ауданның  терең  құрылысын  анықтау  қиын 
жəне  кейде  мүмкін  емес,  себебі  аз  қолданатын  факторлардың 
əсері  көп:  аномалия қоздыратын объектілердің  пішіні,  олардың 
мөлшері  мен  жатыс  тереңдігінің  қатынасы,  құлау  бұрыштары, 
магниттелу вектордың бағыты жəне т. б. 
Гравимагниттік 
мəліметтері 
бойынша 
құрылымдық-
тектоникалық  схемаларды  құру  үшін  Ресей  ғалымдары 
қарапайым  стратегияны  таңдаған  –  геофизикалық  өрістерді 
аймақты  жəне  жергілікті  аномалияларына  бөледі.    Əр 
трансформанта  өрістің  əртүрлі  сипаттамасын  жəне  геология 
жағынан  маңызды  ақпараттарды  көрсету  қажет.  Зерттеулердің 
келесі сатысында анықталған блоктардың тереңдік байланысын 
табу  үшін  геофизикалық  əдістердің  толық  кешенін  қолданады  
жəне геология-геофизикалық талдау жасалынады[2].. 
Гравибарлау  мəліметтері  бойынша  əртүрлі  терезелерде 
трансформанттың  бірнеше  варианттары  есептелген.  Терезелер 
мөлшерлері қойылған мақсаттарға сүйеніп іске асырылған. 
Осы  арнайы  бөлімде  біз  геология  мен  мұнай-газ  барлау 
процесінде  қолданатын  гравибарлаудың  практикалық  бағытына 
негізгі  көңіл  бөлдік.  Осында  геофизикалық  əдістерді  жинақтау 
туралы  айтылмаған.  Осыны  біз  арнайы  жасадық,  себебі  əртүрлі 
əдістің мəліметтері көбінесе конфиденциалды, басқа жақтан, біздің 
ойымызша геофизикалық зерттеулердің жинақтауына кіріспей-ақ əр 
əдістен  геология  туралы  ақпараттар  немесе  бұрғылау  нəтижесімен 
немесе  басқа  əдістер  деректерімен  өзгертілмеген  максимум 
мəліметтерді алу керек. Тек содан кейін, келесі кезеңде жинақтауға 
кірісуге  болады,  əр  геофизикалық  əдіс  бойынша  алынған 

 
478 
мəліметтерді түзетіп, қойылған мақсаттардың бірегей шешілуін іске 
асыруға болады [3]. 
Біз  комплексті  талдаудың  бірінші  жəне  ең  маңызды 
моментін қарастырдық. Біздің зерттеулеріміз келесі түсініктерге 
негізделген:  егер  геологиялық  санада  «ұңғыманы»  -  «укол»,  ал 
сейсмо-  жəне  электробарлау  профильдерін  –  «сызық»  ретінде 
қарастырсақ,  онда  гравимагниттік  барлау  –  бүкіл  «аудан» 
туралы  түсінікті  береді.  Осы  ауданда  керекті  білім  «кубын» 
құрып, «укол» да, «сызық» да іске асырылуы мүмкін,. 
 Əр  əдіс  –  геофизикалық,  геологиялық,  геохимиялық  –  өз 
ролін  атқарады.  Бізге  тек  əр  əдістің  физика-теориялық  мəнін 
түсініп,  əр  əдістің  тау-жыныстар  мен  пайдалы  қазбалардың 
физика-химиялық  қасиеттерінің  өзгерісін  қалай  сипаттайтын 
білім қажет. Осыдан, кез келген геологиялық мақсаттарды шешу 
үшін  геофизикалық  əдістер  кешеніндегі  əр  əдістің  ролін 
анықтап,  мүмкіншіліктерін таңдау  қажет. 
Гравибарлау осы жерде ерекше орын алады. 
Сонымен,  біз  аз  зерттелген  аудандар  мен  болжаған 
қорларды  үлкейту  (негізгі  мұнай-газды  аудандарда  да)  кезінде 
орта  масштабты  гравибарлауды  негізгі  əдіс  бола  алатынын 
көрсеттік. 
Қорытынды  нəтижелерінің  сапасы,  шығыс  мəліметтер  мен 
бақылау жүйесінің тығыздығына тəуелді. Өткен ғасырдың 50-60 
жылдарында  1:  200000  масштабты  түсірілімдер,  əсіресе, 
гравиметр  жəне  топоқамтамасыздандыру  қателіктері  осы 
уақытпен  салыстырғанда  төмен  болды.  Осы жағдайды  түзетуге 
болады,  егер  вертолеттік  гравиметриялық  комплексін  (ВГК) 
жəне  теңіздік  гравиметриялық  компьтерленген  комплексін 
(қателігі  0,20  мГал-ға  дейін)  дамытсақ.  Осы  комплекстерді 
жасап  жəне  жұмыста  қолдансақ,  онда  Қазақстан  аумағында  1: 
200000 масштабты түсірілімдерді аз мерзімде бітіруге болады.  
Мұнай-газ 
іздеу 
жұмыстарындағы 
гравибарлау 
мəліметтерін 
қолдану 
мүмкіндіктері 
туралы 
ғылыми 
мақалаларында  гравиметриялық    технологиялар  туралы  біз 
қолданатын  жəне  геологиялық  салаға  енгізуі  туралы 
сипатталған. 

 
479 
Гравибарлау  –  экологиялық  таза  əдіс,  экономикалық 
жоспарда оның  тиімділігін 30-50% - ке көбейту мүмкін екеніне 
назар аударамыз. Ал аз зерттелген аймақтарда экспресс бағалау 
(мүнайгаздылық)  жүргізуге    болады,  себебі    96%  Қазақстан 
аумағында гравиметриялық түсірілімдер жасалған. 
Жоғарыда  айтылғанның  бəрі  –  гравибарлау  болашақта 
көмірсутектердің жатыстарын болжау жəне мұнай-газ өңірлерін 
ашу  үшін  қолданатын  геофизикалық  əдістердің  негізгі  əдісі 
болатынын дəлелдейді. 
 
                                  ПАЙДАЛАНҒАН ƏДЕБИЕТТЕР   
 
1.  Лебон  Г.  Психология  народов  и  масс  -  СПб.:  "Макет",  1995  - 
316 с. 
2.  Магниторазведка.  Справочник  геофизика.  Под  ред.  В.Е.  Ни-
китского и Ю.С. Глебовского. М., "Недра", 1990 - 470 с. 
3.  Перродон  А.  История  крупных  открытий  нефти  и  газа.  Изд. 
"Мир", Эльф Акитен, 1994 - 255 с. 
 
 
Утепов З., Ғғылыми жетекші: 
профессор Мусанов Ə.М. 
 
ҰҢҒЫЛАРДЫ ПНЕВМОСОҚҚЫШПЕН  
БҰРҒЫЛАУҒА АРНАЛҒАН ҚҰРЫЛЫМ 
 
Бұл  құрылғы  ұңғы  түбін  айналсоқ  əдісінің  қысылған  ауа 
ағымымен істейтін пневмосоққышты қолдану арқылы бұғылауға 
арналған. 
Пневмоссоққыштар категориясы V-XI дейін қатты жəне өте 
қатты тау жыныстарын бұрғылауда қолданылады. 
Бұрғылау  тереңдігі  құрғақ  ұңғымаларды  300метр  ,ал  сулы 
ұңғымаларды 100-120метрге дейін. 
Пневмосоққыштар  əр  түрлі  шығарылады.Олардың  ішінде 
барлау  ұңғыларын  бұрғылау  үшін  жие  қолданылатындары  РП-
130,РП-111 жəне РП-94 пневмосққыштары[2]. 

 
480 
Ұңғыны  пневмосоққыш  қолданып  бұрғылауда  қысылған 
ауа  пневмосоққышқа бұрғы  құбырлары  тізбегі  арқылы  келетіні 
белгілі  [1].Ұңғы  қабырғасымен  бұрғы  құбырлары  тізбегі 
арасындағы  сақиналы  кеңістікпен  ұңғы  түбін  шламнан  тазалап 
шыққан қысылған ауа ағымы жоғары қарай көтеріледі. 
Бұл əдістің артықшылықтарымен бірге кемшіліктеріде бар. 
Артықшылықтары: 
-  бұрғылаудың  механикалық  жылдамдығы  жоғары.  Кейбір 
жағдайларда механикалық бұрғылау жылдамдығы басқа тəсілден 8-
9 есе, ал алмаспен бұрғылаудан – 2-3 есе жоғары болады. 
-  жуу сұйығының жұтылып кететін аймақтарын бұрғылау 
мүмкіндігі.  
-  су  жеткізуге,  балшық  ертіндісін  жасауға  кететін 
шығындардың болмауы . 
-  жуу жүйесі жəне зумпфтың қажет болмауы.  
-   Бұрғылау 
бригадасының 
санитарлы-гигиенасының 
жақсы болуы,əсіресе қыс кезінде [2]. 
Кемшілігі:  бұрғы  құбырлары  тізбегі  жəне  ұңғы 
қабырғасының  арасындағы  сақиналы  кеңістік  үлкен  болуына 
байланысты  шығатын  ауа  ағымының  шламды  көтеру 
мүмкіншілігі 
күрт 
азаяды.Нəтижешінде 
шлам 
бұрғы 
құбырларымен  ұңғы  қабырғасының  арасындағы  кеңістікке 
жиналады,бұрғылауды əрі қарай жалғастыруға кедергі жасайды. 
Осы  кемшілікті  жою  үшін  ойлап  табылған  құрылымның 
техникалық  мақсаты  шығатын  ауа  ағымының  жылдамдығын 
көбейту,сақиналы кеңістікті толығымен тазарту. 
Алға  қойылған  техникалық  мақсатты  орындау  үшін  бұрғы 
құбырлары  тізбегімен  ұңғы  қабырғасының  арасындағы  сақина 
тəрізді  кеңістікті  азайту  үшін  пневмосоққыштың  үстіне 
қосымша құбыр орнатылған. 
Нəтижесінде  ұңғы  қуысынан  шламды  алып  шығатын  ауа 
ағымының жылдамдығы жеткілікті болады. 
1-суретте  көрсетілген  қондырғы  мыналардан  тұрады:1-
компрессор,2-бұрғы  құбырлар  тізбегі,3-пневмосоққыш,4-ұңғы 
қабырғасы,5-қосымша құбыр. 

 
481 
Ұсынылған  құрылғы  арқылы  бұрғылау  келесідей  көрністе 
болады:компрессордан  1  шыққан  қысылған  ауа  бұрғы 
құбырлары  тізбегі  2  арқылы  пневмосоққышқа  3  келіп  оны  іске 
қосады, ұңғы түбінен шламды іліп алады жəне ұңғы қабырғасы 
4  мен  қосымша  құбыр  5  арсындағы  сақиналы  кеңістікпен 
жоғары көтереді. 
 
ПАЙДАЛАНЫЛҒАН ƏДЕБИЕТТЕР 
 
1.  Кулчихин  Н.И,  Воздвиженский  Б.И.  Розведочное  бурение 
Москва,<< Недра>> 1966 
2. Тұяқбаев Н. Барлама бұрғылау I бөлім Алматы , << S-принт >>  
2007.            
 
 
Цибизова Е. научный руковадитель: 
  
Федоров Б.В. 
 
ПРИНЦИПЫ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ДАННЫХ  
ГЕОЛОГО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО КОНТРОЛЯ 
 
В РЕШЕНИИ ОПТИМИЗАЦИОННЫХ ЗАДАЧ 
 
Константы идентификации позволяют рассчитать по моде-
ли все основные показатели работы породоразрушающего инст-
румента, для решения оптимизационной задачи необходимо ус-
тановить зависимости констант идентификации  0 , 
 и m от 
параметров режима. 
Если имеется возможность при однородном разрезе в тече-
ние одного рейса опробовать несколько различных режимов, то 
функциональные зависимости значений  0, 
 и m от парамет-
ров  режима  можно  выявить  с  использованием  методики  иден-
тификации  модели  буримости  при  неоднородном  разрезе.  Кон-
станта идентификации   0   представляет собой начальную ме-
ханическую  скорость  проходки  после  приработки  на  забое  по-
родоразрушающего инструмента в течение некоторого времени. 

 
482 
Как известно, она зависит от физико-механических свойств про-
ходимых пород, конструкции породоразрушающего инструмен-
та,  технологического  режима  бурения,  качества  очистки  забоя 
от шлама, значения дифференциального давления на забое и ря-
да  других  факторов.  Оптимизационная  задача  решается  приме-
нительно к однородному разрезу и породоразрушающему инст-
рументу одного типа при постоянной интенсивности подачи бу-
рового  раствора,  исходную  формулу  можно  упростить  и  запи-
сать в виде: 
 
0 = к
*
, (1) 
где  
 -  осевая нагрузка, кН; 
    - частота вращения, 
 
d
 и    - показатели степени, определяемые соответственно 
по таблице 1 и 2 
к-  коэффициент,  зависящий  от  физико-механических 
свойств пород и типа породоразрушающего инструмента. 
 
Таблица 1 зависимость d от  твердости горной породы и от 
удельного расхода бурового раствора 
 
d 
 при удельном расходе бурового раствора* 
Категория 
твердости 
горной 
породы 
3,2- 3,8 
3,9-4,8 
4,9-5,6 
5,7-6,6 
6,7-7,7 
7,8-8,8 
1-П 
0,50 
0,60 
0,65 
0,70 
0,75 
0,78 
Ш 
0,58 
0,66 
0,68 
0,70 
0,75 
0,78 
Ш-1У 
0,60 
0,68 
0,70 
0,85 
0,88 
0,92 
1У-У 
0,68 
0,70 
0,76 
0,90 
0,93 
0,98 
У-У1 
0,75 
0,76 
0,80 
0,90 
0,94 
0,98 
УП 
0,80 
0,81 
0,84 
0,90 
0,95 
0,98 
 
*В 
 л/с на 1 
 площади забоя за 1 оборот
. 
 

 
483 
Таблица 2 зависимость  от геологического строения поро-
ды и  категории твердости 
 
Горная порода 
Категория твердости 
 
Соли, гипсы 
1-Ш 
0,70 
Глины,  глинистые  алев-
ролиты,  песчаники,  ар-
гиллиты 
1-1У 
У 
0,60 
0,55 
Карбонатные  породы  и 
песчаники  с  карбонат-
ным  цементом 
Ш-1У 
У-У1 
0,50 
0,45 
Изверженные  и  мета-
морфические 
породы, 
песчаники с силикатным 
цементом 
УП 
0,30 
Для начала определим коэффициент К, зависящий от физи-
ко – механических свойств пород и типа породоразрушающего 
инструмента.  Рассмотрим  типовую  модель.  Исходные  данные: 
  =  160  кН,  n=  80 
,  0  =  12  м/ч.  Примем  по  таблице                
1 d = 0,7, а по таблице 2  = 0,7. 
Расчет: 
1) 
К 
К = 
 = 
=0,077  
2)  определение  значения
0  при  различных
  по 
формуле (1)  Результаты расчетов сведены в таблицу 3 
Таблица  3  результаты  расчетов  механической  скорости 
проходки  
 
 нагрузка на долото, кН 
150 
250 
300 
200 
100 
  100 
150 
75 
200 
50 
0, механическая скорость, м/ч 
13,24  26,95  19,25  27,47  5,67 

 
484 
 
Рисунок 1. Зависимость механической скорости проходки от осевой 
нагрузки и частоты вращения долота. 
По данным таблицы 3 построен график (рисунок 1), на ко-
тором представлено семейство кривых   0= const. Как видно из 
рисунка 1, начальная механическая скорость проходки растет с 
повышением осевой нагрузки и частоты вращения.  
Константа 
  отражает  интенсивность  падения  механиче-
ской  скорости  проходки  и  при  любом  значении  показателя  m 
численно  равна  снижению  механической  скорости  проходки  в 
начале  рейса  за  принятый  единичный  временной  промежуток                 
(1 час, 10 часов и т.д.) при стабильном технологическом режиме 
падение  механической  скорости  проходки,  как  известно,  обу-
словлена износом вооружения инструмента, который зависит от 
интенсивности  взаимодействия  породоразрушающего  инстру-
мента с забоем. Это взаимодействие, прежде всего, характеризу-
ется мощностью Nд расходуемой на долоте. Общие представле-
ния позволяют высказать предположение, что с некоторым при-
ближением  константу 
можно  рассматривать  как  функцию 
мощности на долоте. На первом этапе  исследовании принима-
ем: 
Nд. (2) 
На графике, который строят в координатах Pд – n, ограни-
чиваются построением семейства кривых Nд = const, поскольку 

 
485 
для выявления тенденции изменения величины 
важно знать 
характер относительного изменения мощности на долоте в зави-
симости от параметров режима. 
Расчет  мощности  при  бурении  шарошечными  долотами 
выполним  по  формуле,  рекомендованной  в  РД  39-2-411-80/12/. 
После приведения входящих величин к размерности по системе 
СИ она имеет вид 
Nд = с*
*
*
*n, (3) 
где с – коэффициент зависящий от твердости и буримости гор-
ных пород ( для   мягких равен 6,2, для пород средней твердости 
– 5,5, для твердых – 4,4), причем значение его может быть уточ-
нено по фактическим данным; 
Dд – диаметр долота, м; 
Рд – осевая нагрузка на долото, кН; 
n – частота вращения,
 
Формула  (3)  позволяет  проанализировать  изменения  мощ-
ности на долоте в зависимости от основных параметров. 
В  качестве  примера  рассчитаем  значение  Nд  по  данным, 
приведенным  выше,  при  с  =6,2,  т.е.  при  модели  буримости  в 
мягких породах. Расчеты выполнены по формуле (3). Тогда Nд = 
6,2*
*0,1905*
*n,применяя  разные  сочетания  парамет-
ров бурения, а именно меняя осевую нагрузку и частоту враще-
ния долота. Результаты сведены в таблицу 4 и представлены на 
рисунке 2. 
Таблица 4 зависимость мощности от осевой нагрузки и час-
тоты вращения долота 
 
 нагрузка на долото, кН 
150  250 
300 
200 
100 
 
100  150 
75 
200 
50 
 мощность кВт 
7,9 
62,8  39,8  62,7  6,3 
 

 
486 
 
 
Рисунок 2 Зависимость Nд= 
Pд,n)  (по данным таблицы 
Так  как  характер  и  интенсивность  износа  породоразру-
шающего  инструмента,  как  показывают  исследования,  зависят 
от  технологического  режима,  в  общем  случае  для  одной  и  той 
же пары, «долото - горная порода» значение показателя m  мо-
жет быть меньше и больше 1.Подытоживая приведенные выше 
доводы для первоначального анализа и выявления фактических 
зависимостей можно предложить гипотетический график (рису-
нок 3), на котором отражено допущение, что значение m впер-
вую  очередь  зависит  от  типа  вооружения  долота  и  удельной 
осевой нагрузки 
. 
 
Рисунок3 Зависимость m=
 для долот с твердосплавным  
(1) и фрезерным (2)вооружением 

 
487 
Исходные данные следующие. В однородном разрезе были 
опробованы  три  режима  и  на  каждом  режиме  индентифициро-
ваны модели буримости: 
= 
4,3 – 0,602*
, при Рд = 120 кН, n=80 
 
 = 10 – 0,03*
,     при Рд = 200 кН, n=80 
 
13,5- 0,4*
,   при Рд = 160 кН, n=80 
 
По  этим  моделям  рассчитаны  показатели  бурения,  приве-
денные в таблице 5. 
Стоимость долота с районной надбавкой, у.е. Сд-2400 у.е.  
Эксплуатационные  затраты  часа  работы  буровой  установ-
ки,  у.е..  Сч-1150  у.е.  Продолжительность  спуско-подъемных 
операций с вспомогательными работами за рейс, ч, tс.п.-6ч 
 
Таблица 5. Показатели бурения моделей буримости при по-
стоянной частоте вращения долота n=80 
 при разных осе-
вых нагрузках 
 
Расчетные значения при осевой нагрузке Рд, равной 
 
Показатель 
 
120 кН 
160 кН 
200 кН 
t н, ч 
9 
9,9 
11 
hр,м 
23,863 
99,74 
96,69 
к, м/ч 
1,497 
6,62 
6,37 
См, у.е./мин 
2231,488 
565 
624 
 

 
488 
 
 
Рисунок 4. Зависимость См = (Рд) (по данным таблицы 5)                                                                                                     
График на рисунке 4, свидетельствует, что по критерию  Cм=min  
 наиболее выгодным является технологический режим при Рд=160 кН 
(при n=80
). 
 
екция 2 
 
 
 
ГИДРОГЕОЛОГИЯ И ВОДНЫЕ РЕСУРСЫ 
 
 
Громов К., Научный руководитель:  
к.г-м.н. профессор Завалей В.А. 
 
«
ИСПОЛЬЗОВАНИЕ РЕСУРСОВ ПРОМЫШЛЕННЫХ 
ПОДЗЕМНЫХ ВОД ЗАПАДНОГО КАЗАХСТАНА» 
 

 
489 
В пределах Республики Казахстан разведаны крупные запа-
сы гидроминерального сырья. Особенно актуальны сейчас пред-
ложения по их разработке. В пример можно привести успешно 
развивающуюся  добычу  урана  в  Южном  Казахстане  методом 
выщелачивания.  Однако  это  производство  опасное,  может  на-
нести вред человеку в случае аварии. 
В Западном Казахстане найдены запасы литиеносного гид-
роминерального  сырья.  Ранее  не  внимание  на  запасы  лития  не 
обращалось,  сегодня,  когда  этот  металл  находит  применение  в 
атомной энергетике и других высокотехнологичных сферах, до-
быча  лития  может  стать  стратегический  важной,  не  менее  чем 
добыча урана.  
Для подробного рассмотрения промышленных вод выбираем 
Северо-Каспийскую область как одну из перспективных в Казах-
стане. Воды здесь найдены поликомпонентные, что обуславлива-
ет особенную выгодность региона. Одним из важнейших элемен-
тов, на которром  может специализироваться  предприятия по из-
влечению полезных ископаемых из промышленных вод в данной 
области является литий. 
В пределах Северо-Каспийской области поликомпонентных 
вод опробовано 263 объекта на 32 площадях. Проанализированы 
данные  по  11  площадям,  в  разрезе  которых  выявлены  перспек-
тивные  промышленные  рассолы  нижнепермских  соленосных  и 
терригенно-карбонатных  подсолевых  отложений.  Прогнозные 
эксплуатационные 
запасы 
промышленных 
вод 
Северо-
Каспийской  области  оценены  в  116  тыс.м
3
/сут.  Прикаспийский 
гидрогеологический  бассейн  представляет  собой  погруженную 

жүктеу/скачать 27,56 Mb.

Достарыңызбен бөлісу: