К оглавлению	УДК 552.578.2:552.51(574.13)
	© Коллектив авторов, 1993

Геолого-геохимические особенности нефтей терригенных нижнекаменноугольных отложений восточной и юго-восточной частей Прикаспийской впадины

Н.А. КРЫЛОВ, В.П. АВРОВ, Р.А. ТВЕРДОВА, К.Н. НАУКЕНОВА (ИГиРГИ)

Около 90 % запасов нефти промышленных категорий Прикаспийской нефтегазоносной провинции подготовлено в подсолевых карбонатных нижнекаменноугольных отложениях.

В залежах, приуроченных к карбонатным породам (Тенгиз, Королевское, Жанажол, Карачаганакское), наряду с УВ содержится высокий процент сероводорода, меркаптанов, сульфидов, дисульфидов и диоксида углерода. Это создает большие трудности при бурении скважин и добыче нефти, а также создает угрозу экологической обстановке. В то же время на территории восточной и юго-восточной окраин Прикаспийской впадины выявлены нефтегазопроявления и получены промышленные притоки нефти и из песчано-глинистых нижнекаменноугольных отложений. Признаки нефти и газа установлены на разведочных площадях Курган, Кожасай, Западный Кожасай, Курсай, Терешковская, Каратюбе, Тортколь, а притоки получены на площадях Локтыбай, Жанатан и Акжар (рис. 1).

К отличительной особенности залежей УВ относится отсутствие в них сероводорода. В связи с этим терригенные нефтегазоносные комплексы, где открыты и прогнозируются малосернистые нефти и газоконденсаты, представляют значительный промышленный интерес. Доля малосернистых УВ в сумме прогнозных ресурсов нефти, конденсата и газа составляет около 30-35 %. На юго-востоке Прикаспийской впадины, включая Южно-Эмбинский нефтегазоносный район, скопления нефтяных УВ в терригенных отложениях нижнего карбона установлены на месторождениях Тортай, Улькентобе Юго-Западный и Биикжал.

В пределах погребенных поднятий, восточной окраины Прикаспийской впадины промышленный приток нефти получен из средневизейских терригенных отложений площади Каратюбе, которая находится в стадии освоения. Локтыбайская и Жанатанская залежи нефти, локализованные в терригенной нижнекаменноугольном комплексе пород, в тектоническом плане расположены на восточном склоне Жаркамысского палеосвода. Залежи нефти месторождения Локтыбай связаны с песчаными пластами-коллекторами тульского горизонта средневизейских отложений. Их открытая пористость составляет 13-17 % при нефтенасыщенности до 54-65 %. В интервалах 4220-4221, 4085-4117 и 4012-4042 м получены промышленные притоки нефти. Промышленные притоки нефти на площади Жанатан приурочены к песчаным пластам-коллекторам среднего визе, характеризующимся невыдержанностью по площади и разрезу. Рассматриваемые нефти относятся к легким и средним, малосмолистым и малосернистым, парафинистым со значительным выходом бензиновых УВ, выкипающих до 200 °С (табл. 1).

Нефти восточной окраины Прикаспийской впадины по сравнению с нефтями юго-восточного борта характеризуются повышенными содержаниями низкокипящих легких УВ и твердого парафина, но меньшим количеством сернистых и асфальтово-смолистых компонентов (см. табл. 1). Физико-химическая характеристика нефтей терригенных нижнекаменноугольных отложений свидетельствует об отсутствии в них признаков гипергенных изменений. Последнее подтверждается также и низкими величинами спектрального коэффициента Кзн=D₁₇₀₀/D₇₂₀ [1]. Для всех рассматриваемых нефтей этот коэффициент изменяется от 0,05 до 0,08, что может свидетельствовать лишь о незначительных процессах криптогипергенеза. Расположение залежей в нижнекаменноугольных отложениях месторождения Тортай в зоне криптогипергенеза отмечали Т.А. Ботнева и Н.С. Шулова. К исключению относятся нефти из нефтепроявления в интервале 5500-3700 м площади Биикжал юго-восточной зоны и месторождения Жанатан (скв. 1, интервал 3974-3984 м), расположенного в пределах восточного борта Прикаспийской впадины (табл. 2).

Как видно из таблицы, утяжеление нефтей не связано с гипергенными процессами (К_зн<1). Ранее было установлено, что нефть Биикальской площади относится к остаточной. Легкие УВ мигрировали из нее в вышележащие породы и на глубине около 5240 м образовали скопление УВ с d₄²⁰=0,8245 г/см³ (см. табл. 1). Скважина 1 месторождения Жанатан расположена на границе с водонефтяным контактом. Нефть данной скважины содержит 25 % воды, связанной в стойкую эмульсию. Можно предположить, что потеря легких фракций, выкипающих до 200 °С, из нефти месторождения Жанатан произошла в результате их растворения в пластовой воде.

Достаточно близок УВ-состав бензиновых фракций изученных нефтей. Все они относятся к метаново-нафтеновым. При этом количество алканов преобладает над содержанием нафтеновых УВ (отношение алканы/нафтены 1,02-1,98). В сумме алканов изосоединения преобладают над нормальными структурами. Сходство УВ-состава бензиновых фракций рассматриваемых нефтей определяет и их близкую превращенность. Коэффициент превращенности, вычисленный по отношению к производным бензола (мета+параксилолы)/ортоксилол, изменяется в пределах 2,2-3,8 (табл. 3).

Однако по целому ряду признаков в УВ- составе бензиновых фракций отмечаются некоторые особенности нефтей восточного борта Прикаспия. Бензиновые фракции последних отличаются значительно более высоким процентом ароматических УВ, в том числе этилбензола (см. табл. 3).

Значительные различия двух групп нефтей проявляются в содержании циклогексанов (ЦГ) и циклопентанов (ЦП). В нефтях юго-восточной зоны количество шестичленных циклов преобладает над циклопентанами (ΣЦГ/ΣЦП=1,18-1,74), тогда как в нефтях восточной зоны Прикаспия отношение ΣЦГ/ΣЦП=0,56-0,83.

Таким образом, результаты исследования УВ- состава бензиновых фракций исследуемых нефтей свидетельствует, что нефтяные УВ генерированы смешанным ОВ с преобладанием гумусовых компонентов. Однако в УВ-составе нефтей восточной зоны в значительно большей степени, чем для нефтей юго-восточной зоны Прикаспия, проявляется влияние сапропелевых компонентов. Групповой УВ-состав бензиновых фракций показывает также, что превращенность нефтей восточной окраины выше, чем нефтей юго-восточного борта Прикаспийской впадины (2,2 и 3,8 соответственно). В рассматриваемых нефтях нормальные алканы ряда C₁₂-С₃₂ преобладают над количеством изопреноидов (табл. 4).

В нефтях площадей восточной зоны относительное содержание низкомолекулярных УВ (C₁₃-С₁₅) намного превышает количество высокомолекулярных УВ (С₂₃-С₂₅), тогда как для нефтей юго-восточной зоны отношение (н-С_13-15/н-С₂₃_₂₅) намного ниже 1. Распределение н-алканов и изопреноидов в данных нефтях подчиняется бимодальной зависимости с доминантой в области С₁₄-С₂₀ и С_25-29. Отношение пристана к финату, как правило, близко 2 (1,66-2,0). На диаграмме Коннона-Коссоу, отражающей зависимость П/н-С₁₇=f(Ф/н-С₁₈), нефти юго-восточной и восточной зон расположены в разных катагенетических областях (рис. 2). Стадия катагенеза нефтей из площадей, находящихся в пределах юго-восточного борта Прикаспийской впадины, значительно ниже (MK₁-МК₂), чем стадия катагенеза нефтей восточной окраины Прикаспия (МК₃). Величины коэффициентов (П+Ф) / Н-С₁₇ + Н-С₁₈) и /(C₁₄-С₁₈)/(П+Ф), отражающие наличие гипергенных процессов [3], показывают, что нефти терригенных нижнекаменноугольных отложений юго-восточного и восточного бортов Прикаспийской впадины, не подвергались гипергенным изменениям.

Результаты газожидкостной хроматографии УВ нефтей терригенных нижнекаменнугольных отложений исследуемого региона свидетельствует, что в формировании их состава участвовало ОВ смешанного типа, преобразованного в прибрежноморских условиях. В смешанном ОВ, генерировавшем УВ нефтей юго-востока Прикаспия, в значительно большей степени преобладает арконовая составляющая, чем в ОВ, генерировавшем УВ нефтей восточной зоны. На градацию возрастает и превращенность данных нефтей (см. рис. 2, табл. 2, 3). Исследования нерастворимых и растворимых компонентов рассеянного ОВ терригенного нижнекаменноугольного комплекса (Р.А. Твердова, Т.В. Тихомолова, А.П. Духова, 1989). Показывают, что ОВ данных отложений в пределах юго-восточной окраины, включая Южно-Эмбинский нефтегазоносный район, формировалось в прибрежно-морских и континентальных условиях и характеризуется значительным преобладанием гумусовых компонентов (соотношение гумусовые/сапропелевые компоненты ≈ 2,5). Рассеянные ОВ терригенного нижнекаменноугольного комплекса восточной окраины Прикаспийской впадины формировалось, в основном, в тех же фациях, но в восстановительных и резковосстановительных условиях. Оно относится к смешанному типу, но в отличие от ОВ юго-восточной зоны Прикаспия, характеризуется меньшим количеством гумусовых компонентов (отношение гумусовые/сапропелевые компоненты = 1,7). Состав и соотношения низкокипящих (С₅-С₈) и высококипящих (С₁₂-С₃₂) УВ нефтей терригенного нижнекаменноугольного комплекса показывает, что тип нефтей юго- восточной окраины, включая Южно-Эмбинский нефтегазоносный район, соответствует ОВ прибрежно-морских и континентальных условий, что отвечает сингенетическому рассеянному ОВ нижнекаменноугольных пород. Нефти восточной окраины генерированы ОВ, формировавшимся в условиях прибрежно-морских фаций в режиме восстановительных и резковосстановительных условий, что также соответствует сингенетичному ОВ.

Для решения генетических проблем исследуемых нефтей на диаграмме Коннона - Коссоу нанесены соотношения УВ в хлороформных автохтонных битумоидах ХБ, выделенных из терригенных отложений соответствующих площадей. Точки, характеризующие соотношения УВ в нефтях и ХБ, лежат в одной области, что в определенной степени свидетельствует об их генетической близости (см. рис. 2).

Важным корреляционным признаком нефтей является наличие в них различных микроэлементов. К одному из уникальных генетических коэффициентов относится отношение ванадия к никелю [3]. Содержание никеля, как правило, превышает ванадий в нефтях юго-восточной зоны ( ≈0,3-0,5 %), что характерно для нефтей, формирующихся за счет OB с преобладанием арконовых компонентов (табл. 5). Увеличение данного отношения в нефтях восточной зоны указывает на некоторые преобладания в них генерации роли алинового ОВ (V/Ni=0,6-1,0). Низкие количества Со (n*10^-7%), характерные для всех рассматриваемых нефтей, свидетельствуют о превращенности нефтей, соответствующей MK₁-МКз стадиям катагенеза.

Отношения ванадия к никелю в нефтях и соответствующих автохтонных битумоидах терригенных нижнекаменноугольных отложений отражают алиново-арконовый тип исходного ОВ и свидетельствуют о генетическом сходстве нефтей и автохтонных битумов (V/Ni=0,4-1,0) в пределах рассматриваемой территории.

Генетический тип (алиново-арконовый) отражает также и состав порфиринов исследованных нефтей. Установлено, что количество ванадил-порфиринов нижнекаменноугольных отложений юго-восточной окраины Прикаспия изменяется и составляет 0,7 мг/100 г нефти, а никелевых порфиринов - 0,4 мг/100 г нефти. В нефтях тех же отложений восточной окраины Прикаспия количество ванадил-порфиринов равно 4,0 мг/100 г нефти, а никелевые порфирины в них не обнаружены.

Определяя генетический тип нефтей терригенной нижнекаменноугольной толщи востока и юго-востока Прикаспия, следует отметить распределение сернистых соединений в данных нефтях. Рассматриваемые нефти классифицируются как малосернистые (S ≈ 0,5 %). Их отличительной чертой по сравнению с нефтями карбонатных формаций является незначительное количество растворенных меркаптанов (≈0,2 %) и преобладание в сумме сернистых соединений легкоразрушающих сульфидов. На сульфиды в нефтях юго-восточной зоны Прикаспия приходится 10,0 %, а восточного борта Прикаспийской впадины - 15,5 % общей серы.

Надежным корреляционным признаком между нефтями и ОВ является изотопный состав углерода. В основе определения изотопного состава углерода в рассматриваемых нефтях положен изотопно-фракционный анализ. Одноименные фракции из нефти и битумоидов выделяли по методике, разработанной А.М. Галимовым и Л.А. Кодиной [2]. Фракционированию подвергали, с одной стороны, бензол-метанольный битумоид, с другой, - отбензиненную нефть. Выделяли следующие фракции: углеводородную, гексан-бензольную, бензольную и бензольно-метанольную, смолы и асфальтены. Результаты изотопных исследований представлены на рис. 3 в виде изотопно-фракционных кривых, соединяющих значения δ¹³С фракцией для нефтей месторождения Локтыбай. Для сравнения δ¹³С определялся в бензольно-метанольном битумоиде, выделенном из терригенных нижнекаменноугольных отложений этой же площади. При этом установлена сублинейная форма кривых с диапазоном δ¹³С от -29,5 ‰ до -31,5 ‰. Максимальные значения δ¹³С связаны с УВ фракциями, а минимальные - с бензольными смолами. Сублинейная форма кривой распределения δ¹³С по материалам исследования А.М. Галимова и М.Г. Фрика характерна для чистого гумусового или смешанного ОВ с преобладанием гумусовых компонентов.

Таким образом, изотопный состав углерода наряду с другими описанными корреляционными признаками подтверждает генетическую характеристику нефтей и их связь с ОВ терригенных нижнекаменноугольных отложений юго-восточной и восточной окраин Прикаспия.

Генетическая связь между автохтонными битумоидами и нефтями терригенных нижнекаменноугольных отложений подтверждается также сравнительно низким содержанием в них урана (0,1-0,2*10^-7 %). Высокий процент урана (более 30) в асфальтеновых и смолистых компонентах нефти площади Биикжал свидетельствует о явлениях гипергенного накопления урана в данной нефти. Уровень ураноносности определяется ураноносностью масел (углеводородной части), доля которой в суммарном содержании урана составляет 69-79 %, а доля кислых компонентов - 19,3-28,9 %. Последнее свидетельствует об отсутствии процессов окисления в терригенных нижнекаменноугольных отложениях. Близкие содержания урана в различных компонентах нефтей и соответствующих автохтонных битумоидах являются одним из показателей их генетической связи.

Как известно, прогноз фазовых состояний УВ- систем обычно основывается на знаниях степени катагенетической превращенности нефтей и конденсатов. Один из способов таких оценок связан с анализом соотношений пристана, фитана с нормальными гепта- и октадеканами (н-С₁₇ и н-C₁₈). Для сравнительных оценок использованы результаты изучения состава алканов нефтей и конденсатов основных месторождений Прикаспия и юго-восточной части. Русской плиты. Как видно из графика (см. рис. 2), в группе УВ- флюидов многих площадей нефти терригенных нижнекаменноугольных отложений представляются катагенно превращенными. Однако по значениям геохимических показателей они находятся за пределами области распространения более метаморфизированных конденсатов и нефтей месторождений Оренбургское, Карачаганакское, Астраханское, Тенгиз и др.

Для диагностики фазовых состояний УВ-систем использованы данные об индивидуальном УВ-составе исследуемых нефтей, а также для сравнительной оценки УВ-флюидов других крупных скоплений в границах Прикаспийской впадины [4]. Как можно видеть из графиков, нефти терригенных нижнекаменноугольных отложений наряду с нефтями площадей Тенгиз, Жанажол, Кенкияк и другие, приурочены к полю развития нефтяных и вторичных газоконденсатонефтяных скоплений зоны слабого (МК₁) и умеренного катагенеза (МК₂-МК₃). Конденсаты и нефти площадей Бузулукской впадины, Карачаганак, Астраханская и Оренбургская оказались в поле систем переходного состояния и частично в зоне первичных газоконденсатов (Оренбургское месторождение) - мезокатагенез градации МК₄ (рис. 4).

В итоге проведенных исследований нефтей терригенных нижнекаменноугольных отложений востока и юго-востока Прикаспийской впадины можно отметить следующее.

1. Устанавливается сингенетичность нефтей терригенных нижнекаменноугольных отложений вмещающим породам. Типы нефтей юго-восточной окраины, включая Южно-Эмбинский нефтеносный район, соответствуют ОВ прибрежно-морских и континентальных условий, что отвечает сингенетичному рассеянному ОВ нижнекаменноугольных терригенных отложений.

Нефти восточной окраины генерированы ОВ, формировавшимися в тех же условиях прибрежно-морских фаций, но в режиме восстановительных и резковосстановительных условий, что также соответствует исходному сингенетичному рассеянному ОВ.

2. Залежи, вскрытые в терригенных нижнекаменноугольных отложениях, по фазовому состоянию относятся к первичным нефтяным и вторичным газоконденсатным - зоны слабого и умеренного катагенеза.

3. Нефти терригенных отложений характеризуются благоприятными экологическими свойствами (малосернистые, бессероводородные, малосмолистые), что свидетельствует о хороших условиях сохранения залежей (отсутствие гипергенных процессов).

4. Сингенетичность нефтей позволяет положительно оценить перспективы терригенного комплекса нижнего карбона юго-восточного и восточного бортов Прикаспийской впадины.

Таким образом, имеются реальные предпосылки образования обширных зон нефтенакопления, приуроченных к резким градиентам изменения толщи отложений как в сторону палеоподнятий, так и в сторону обращенного Южно-Эмбинского поднятия. Интересны также зоны фациальных переходов терригенных отложений в карбонатно-терригенный комплекс пород, которые могут быть распространены как в пределах юго-восточных склонов и центральных районов Жаркамысского палеосводового поднятия, так и южных склонов Биикжальско-Гурьевского.

Указанные районы, на взгляд авторов статьи, представляют наиболее перспективные территории в отношении поисков возможных крупных залежей нефти в нижнекаменноугольных образованиях.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Ботнева Т.А., Шулова Н.С. Геохимические основы прогнозирования состава нефтей Прикаспийской впадины. Методы поисков и разведки месторождений нефти и газа. - М.: ВИЭМС, 1981.

2. Галимов Э.М., Кодина Л.А. Исследование органического вещества и газов в осадочных толщах дна Мирового океана. - М.: Наука, 1982.

3. Хант Дж. Геохимия и геология нефти. - М.: Мир, 1982.

4. Чахмахчев В.А. Геохимия процесса миграции углеводородных систем. - М.: Недра, 1983.

Abstract

Syngenesis of the Lower Carboniferous terrigenous rocks and oils, containing in them, is proved. Positive evaluation of oil and gas perspectives of the terrigenous Lower Carboniferous complex at south-eastern and eastern bords of Pre-Caspian depression is given.

Таблица 1. Физико-химическая характеристика нефтей

Характеристика	Зона
	юго-восточная	восточная
d4^20, г/см^3	0,8245-0,8744*	0,8217-0,8466
	0,8455	0,8306
Выход фракций до 200 °С, %	6,6-25,0	20,0-26,6
	16,0	27,73
Содержание, %:
парафин	1,5-2,8	2,5-6,3
	2,4	4,5
сера	0,05-0,5	0,07-0,5
	0,35	0,25
силикагельные смолы	5,5-12,0	3,0-7,3
	7,5	3,5
асфальтены	0,8-1,7	0,4-0,8
	1,2	0,6

* Числитель - от-до, знаменатель - среднее.

Таблица 2. Физико-химическая характеристика нефтей

Характеристика	Площадь (скважина)
	Биикжал (СГ-2)	Жанатан (1)
d4^20, г/см^3	0,8744	0,9461
Выход фракции до 200 °С, %	8,0	5,0
Содержание, %
сера	0,5	0,5
смолы	12,0	26,0
асфальтены	1,7	1,3
Кзн	0,06	0

Таблица 3. Групповой УВ-состав бензиновых фракций нефтей

Характеристика	Зона
	юго-восточная	восточная
Содержание, %
алканы	50,1-50,9*	41,2-65,9
	50,5	57,3
нафтены	48,3-49,2	34,3-51,3
	49,0	40,7
арены	0,7-0,8	0,7-2,5
	0,75	1,70
этил-бензол	7-11	17-22
Отношение,
алканы/нафтены	1,03	0,73-1,98
		1,52
н-алканы/изоалканы	0,54-0,78	0,60-1,30
	0,67	0,9
цг/цп	1,18-1,74	0,56-0,83
	1,46	0,74
(М+П)/О-ксилол	2,2	3,8

* Числитель - от - до, знаменатель - среднее.

Таблица 4, Состав н-алканов и изопреноидов

Характеристика	Зона
	юго-восточная	восточная
Отношение
н-алканы/изоалканы	3,4	3,9
П/Ф	1,8	1,8
(П+Ф)/(н-С17+н-С18)	1,02	0,63
н (С12- С20) /н (С12-С32)	0,50	0,62
н (C15-C17)/ н (С25-С27)	0,55	2,6
i(С14-С18) / (П+Ф)	2,5	4,0
Стадия катагенеза нефтей	МК1-МК2	МК2-МК3

Таблица 5. Состав нефтей и битуминоидов нижнекаменноугольных отложений

Характеристика	Зона
	юго-восточная	восточная
Нефть
Содержание, n*10^-4 %
V	0,1 -1,1	1,7-3,2
Ni	0,1-2,3	3,0-3,4
Со	0,003	0,0015
V/Ni	0,31-0,5	0,56-1,04
Битуминоид (ХБА)
Содержание, n*10^-4 %
V	20-50	60-80
Ni	30-80	70-110
Со	0,0035	0,0020
V/Ni	0,4-0,7	0,6-1,0

Рис. 1. Схема размещения нефтяных залежей:

1 - главный Уральский надвиг (разлом); 2 - Северо-Устюртский надвиг; 3 - граница структурных элементов; 4 - административная граница; 5 - структурные элементы (цифры в кружках): 1 - Коротон-Прорвинская; погребенные своды: 2 - Биикжальский, 3 - Гурьевский, 4 - Жаркамысский; прогибы: 5 - Южно-Эмбинский, 6 - Примугоджарский; 7 - погребенное продолжение зоны Уралтау; 8 - погребенная складчатая зона Южно-Эмбинского максимума; 6, 7 - нефтяные залежи P₁, С₂ (6) и C₁ (7): 1 - Арансай, 2 - Кенкияк, 3 - Жанажол, 4 - Уртатау-Сарыбулак, 5 - Каратон, 6 - Тенгиз, 7 - Южная, 8 - Курсай, 9 - Терешковская, 10 - Акжар, 11 - Курган, 12 - Жанатан, 13 - Каратюбе, 14 - Локтыбай, 15 - Тортколь, 16 - Биикжал, 17 - Улькентобе, 18 - Жанасу, 19 Тортай

Рис. 2. Диаграмма Коннона - Коссоу для нефтей восточного и юго-восточного бортов Прикаспийской впадины;

1 - направление повышения степени метаморфизма УВ-систем; 2 - нефтяные месторождения: 1 - Астраханское (С₂), 2 - Зайкинское (D₂ef), Ростошинское (D₂gv), 3 - Оренбургское (P₁ar), 4 - Тенгиз- Королевское (C₁ - С₂), 5 - Карачаганакское (C₁-С₂b), 6 - Бозоба (С₂), 7 - Жанажол (С₂-С₃), 8 - Кенкияк (С₂-P₁), 9 - Урихтау (С₂-С₃), 10 - Кожасай (С₂), 11- Локтыбай (C₁), 12 - Каратюбе (Р₁), 13 - Жанатан (C₁), 14 - Тортай (C₁), 15 - Юго-Западное Улькентобе (C₁), 16 - Биикжал (С₁); 18 - битуминоид (ХБА); 17 - Жанатан (С₁), 18 - Локтыбай (С₁), 19 - Тортай (С₁), 20 - Биикжал (С₁)

Рис. 3. Изотопный состав углерода в нефтях (i) и битуминоидах (2), месторождение Локтыбай, скв. 14.

Фракции битумов: АСФ - асфальтеновая, БМ - бензольно-метанольная, Б - бензольная, ГБ - гексан-бензольная, УВ - углеводородная

Рис. 4. Графики, отражающие УВ-соотношения как геохимические показатели фазово-генетических типов залежей:

а: 1 - Тенгиз-Королевское (С₂-С₁). 2- Карачаганакское (C₁v- С₂в), 3 - Зайкинское (D₂ef), Ростошинское (D₂gv), 4 - Жанажол (С₂-С₃), 5 - Оренбургское (P₁ar), 6 - Астраханское (С₂в), 7, 8 - Торгай (С₁), 9- Локтыбай (C₁), 10 - Жанатан (С₁);

б: 1 - Тенгиз-Королевское (С₂-С₁), 2 - Зайкинское (D₂ef), Ростошинское (D₂gv), 3 - Карачаганакское (C₁v-С₂в), 4 - Жанажол (С₂-С₃), 5 -Равнинное (С₂, Р₁), 6 - Кенкияк (С₂-Р₁), 7 - Оренбургское (P₁ar), 8 - Астраханское (С₂в), 9, 11, 14 - Локтыбай (C₁-С₂), 10 -Каратюбе (P₁), 12, 13 -Тортай (C₁), 15 -Жанатан (C₁);

в: 1-Тенгиз-Королевское (С₂-C₁), 2-Карачаганакское (C₁v - С₂в), Жанажол (С₂-С₃), 3 - Зайкинское (D₂), 4 - Равнинное (С₂, Р₁), 5 -Кенкияк (Р₁С₂), 6 - Оренбургское (P₁ar), 7 - Астраханское (С₂в), 8, 9 - Тортай (C₁), 10, 13 - Локтыбай (С₂, C₁), 11 - Жанатан (C₁), 12 - Каратюбе (P₁)