ЗАКОНОМЕРНОСТИ ПРОСТРАНСТВЕННОГО РАЗМЕЩЕНИЯ ПРИРОДНЫХ РЕЗЕРВУАРОВ ПРИКАСПИЙСКОЙ ВПАДИНЫ
Х.Б. Абилхасимов (ГЕО-Мунай XXI)
Прикаспийская впадина является одной из важнейших нефтегазоносных провинций мира с уникальным геологическим строением и богатейшим нефтегазоносным потенциалом. Доказанный вертикальный диапазон нефтегазоносности охватывает отложения от среднего девона до неогена включительно. Основная доля разведанных запасов и прогнозных ресурсов УВ-сырья связана с позднепалеозойским комплексом, главным образом с карбонатными породами девонского, каменноугольного и раннепермского возраста. Природные резервуары характеризуются не только специфическим площадным развитием, сложными сочетаниями типов коллекторов и фильтрационно-емкостных параметров, но и дифференцированными особенностями нефтегазоносности в пределах локальных ловушек и крупных зон развития карбонатных комплексов.
Современные бортовые зоны Прикаспийской впадины характеризуются достаточно широким развитием позднепалеозойских карбонатных комплексов, которые в ряде случаев образуют изолированные зоны, получившие название “внутрибассейновых карбонатных платформ”. Такие внутрибассейновые карбонатные платформы широко развиты на юге Прикаспийской впадины (Астраханская, Тенгиз-Кашаганская, Южно-Эмбинская), они встречаются также на востоке и севере впадины - соответственно Те- мирская, Жанажольская и Карачаганакская платформы (рис. 1 см. на цветной вкладке).
Повышенный интерес к этим внутрибассейновым карбонатным платформам связан с тем, что в их пределах открыты нефтяные и газоконденсатные месторождения, при этом на четырех из них выявлены месторождения с доказанными гигантскими запасами газа (Астраханское), нефти (Тенгиз и Кашаган) и газоконденсата с нефтью (Карачаганак). В целом запасы УВ-сырья, сконцентрированные в пределах карбонатных массивов, значительно превосходят запасы скоплений, связанных с терригенными подсолевыми комплексами.
С крупными карбонатными массивами связываются и основные перспективы поисков новых крупных месторождений, которые будут определять уровень добычи в ближайшие 10-летия.
Важным аспектом прогноза распространения платформ является вопрос о причинах возникновения условий интенсивного карбонатонакопления в определенных шельфовых зонах. Контролирующими агентами возникновения и роста карбонатных платформ, их морфологии и характера биологических сообществ являются скорость прогибания, колебания уровня моря, климатические факторы.
Как показало изучение гигантских месторождений - Карачаганака, Тенгиза, Кашагана, Жанажола,
Астраханского - строение резервуара в их пределах очень сложное, что обусловлено многочисленными причинами.
Анализ разрезов подсолевых отложений бортовых зон Прикаспийской впадины позволил выделить в них крупные литологически и геоструктурно обособленные тела, сформированные в определенных фациальных поясах, состав и строение которых определяют различные потенциальные возможности этих толщ как резервуаров (рис. 2 см. на цветной вкладке).
В последнее время резко вырос интерес к нефтегазоносности Северного Каспия. В тектоническом отношении акватория охватывает разновозрастные структурные элементы: древнюю Русскую плиту - на севере, эпигерцинскую Скифско- Туранскую - в средней части моря и область альпийского прогибания - на юге.
Континентальная прибортовая часть Северо-Каспийского региона изучена достаточно хорошо. Активное изучение примыкающей акватории началось с 80-х гг. В акватории Северного Каспия открыты уникальное по запасам месторождение Кашаган и несколько крупных структур, перспективных на обнаружение месторождений УВ. Характер геофизических полей морской части и прилегающей суши, а также данные морского бурения позволяют сделать выводы относительно аналогии основных черт их геологического строения и оценки перспектив нефтегазоносности.
На юге Прикаспийской впадины, включая акваторию, в подсолевом комплексе выделяется крупная верхнедевон-нижнепермская карбонатная платформа, которая охватывает почти всю акваторию Северного Каспия и прилегающие к морю прибрежные зоны. На западе она граничит с глубоким Сарпинским прогибом, на востоке - с Восточно-Каратонским прогибом, на севере карбонатная платформа по серии разломов граничит с Северо-Каспийским и Гурьевско-Биикжальским сводовыми поднятиями. Южной границей платформы являются складчатые образования кряжа Карпинского и Южно-Эмбинского поднятия [2].
В пределах карбонатной палеозойской платформы выделяются зоны поднятий: на западе - Астраханско-Имашевская, на востоке - Жылыойская (Кашаган-Тенгизская). На юге эти зоны поднятий сопряжены с Каракульско-Смушковской зоной дислокаций, крупным поднятием Курмангазы и Култукским валом. Кашаган-Тенгизская зона палеозойских поднятий далеко протягивается в море и объединяет Каратон-Тенгизскую группу поднятий и Кашаганский вал в единое крупное Жылыойское поднятие [5]. К Астраханско-Имашевской группе относится также крупное Южно-Жамбайское палеозойское поднятие, расположенное в прибрежной зоне. Все перечисленные структурно-тектонические элементы карбонатной платформы приурочены к отдельным блокам фундамента, которые в позднепалеозойское время на фоне господствующего погружения развивались как положительные структуры. В предпермское время своды крупных поднятий были срезаны эрозией. Интенсивные инверсионные движения на границе карбона и перми благоприятствовали формированию здесь крупных высокоамплитудных ловушек, позже перекрытых региональной соленосной толщей кунгура.
В позднем палеозое в пределах юго-востока Восточно-Европейской платформы существовала благоприятная обстановка для накопления карбонатных толщ и формирования карбонатной платформы. В южной прибортовой части Прикаспийской впадины сформировалась обширная карбонатная платформа позднедевонского возраста, на которой образованы рифовые сооружения и палеоатоллы, к которым приурочены зоны нефтегазонакопления: на западе - Астраханско-Имашевская с крупным Астраханским нефтегазоконденсатным месторождением, на востоке - Кашаган-Тенгизская. В пределах Тенгиз-Кашаганской зоны Жылыойского поднятия в более спокойной морской обстановке на палеовозвышенностях Прикаспийского бассейна происходило формирование рифовых построек типа Тенгиз, Королевское, Каратон и Кашаган (рис. 3 см. на цветной вкладке).
Нижнюю часть карбонатного разреза слагают слоистые шельфовые известняки верхнего девона, образующие единую карбонатную платформу, в пределах которой находятся крупные палеоподнятия - Астраханское и Жылыойское. Карбонатная Астраханско-Жылыойская верхнедевонская платформа охватывает почти всю акваторию Северного Каспия и прилегающие к морю прибрежные зоны. На западе она граничит с глубоким Сарпинским прогибом, на востоке - с Восточно-Каратонским прогибом, на севере карбонатная платформа по серии разломов граничит с Северо- Каспийским и Гуръевско-Биикжальским сводовыми поднятиями. Южной границей платформы служат складчатые образования кряжа Карпинского и Южно-Эмбинского поднятия.
В связи с изложенным все палеозойские подсолевые структуры, сформированные на позднедевонской карбонатной платформе, развитые в экваториальной части, обладают высокими перспективами нефтегазоносности. Здесь уже выявлены два месторождения - Западный Кашаган (Кер-Оглы) и Восточный Кашаган. На структуре Кашаган, скв. 1-Восточный Кашаган, вскрыта нефтяная залежь в интервале глубин 4036-4596 м в известняках башкирского яруса. Нефтенасыщенная толщина залежи 149 м. Покрышкой служат аргиллиты артинского возраста.
В пределах Астраханского поднятия по сейсмическим данным предполагается наличие карбонатных пород этого типа мощностью 500 м, по краю которых, по-видимому, развивались биогермы верхнего и среднего карбона. Выше залегают карбонатные породы башкирского яруса среднего - нижнего карбона, представленные биогермными органогенными известняками, реже - вторичными доломитами и маломощными аргиллитами, общей мощностью 800-900 м. Здесь отсутствуют отложения верхней части среднего и полностью верхнего карбона.
На Астраханском своде установлен несколько иной характер распределения залежей в девон-каменноугольном карбонатном комплексе. В верхней части резервуара, в башкирских известняках, установлена массивная газоконденсатная залежь с сероводородом высотой около 200 м. На 500 м глубже расположен новый этаж нефтегазоносности, где в интервале глубин 4700-4855 м (нижний карбон), 5535-5623 и 5817-5971 м (верхний девон) установлены три пластовые залежи нефти и газа, в нижней залежи - нефть без сероводорода.
Южно-Жамбайское палеозойское поднятие находится в одной нефтегазоносной зоне с Астраханским и Имашевским газоконденсатными месторождениями. Близкое расположение Южно-Жамбайской структуры к указанным газоконденсатным месторождениям позволяет высоко оценивать перспективы ее нефтегазоносности.
Трехбратское подсолевое поднятие и расположенные вблизи него локальные поднятия меньших размеров также представляются перспективными, но здесь следует ожидать несколько сокращенную мощность карбонатной палеозойской толщи и наличие в ее составе терригенных пропластков.
Перспективы нефтегазоносности крупного палеозойского поднятия Курмангазы пока неясны. Структура Курмангазы находится в одной зоне с Каракульско-Смушковской зоной дислокаций и Южно- Астраханской группой поднятий, где палеозойские отложения сильно уплотнены, пересечены многочисленными тектоническими нарушениями и характеризуются низкими фильтрационно-емкостными свойствами. Поэтому здесь, несмотря на значительное число пробуренных скважин, не было выявлено ни одного промышленного скопления УВ. Кроме того, на ней отсутствует региональная соленосная покрышка и наблюдается положительная магнитная аномалия, что не характерно в этом регионе для зон нефтегазонакопления. Кашаганские месторождения и структура Курмангазы расположены по разные стороны от Аграхано-Гурьевского разлома.
Выявленная и изученная западная морская часть Шубарбалинского палеозойского локального поднятия представляет значительный интерес для нефтегазопоисковых работ. Несомненно, восточная часть этой структуры распространяется на суше, где происходит ее замыкание. Близкое расположение и одинаковые литолого-фациальные условия формирования с Тенгизским месторождением позволяют высоко оценивать перспективы нефтегазоносности Шубарбалинской структуры.
Разрезы площадей Тажигали, Каратон, Пустынный также обладают локальными резервуарами повышенного качества. Месторождение Тажигали-Пустынный частично разрушено. Залежь нефти здесь пластовая сводовая с газовой шапкой, высота залежей колеблется от 200 до 250 м. Перспективы нефтегазоносности связаны с карбонатными отложениями фаменского яруса верхнего девона и турне-визейского комплекса. Наличие этих толщ подтверждается по сейсмическим материалам и вскрытых бурением в скв. П-1 месторождения Каратон.
Отсутствие промышленных скоплений УВ карбонатной толщи карбона на площади Южная объясняется развитием ее за пределами соляной покрышки кунгура. Не выясненными являются перспективы позднедевонского карбонатного комплекса.
В южной части междуречья Урал - Волга параметрические скв. Кордуан П-2 и П-52 вскрыли артинские, ассельско-сакмарские отложения нижней перми, башкирские среднего карбона, но не вышли из последних. Скв. Имашевская Г-6 вошла в артинские отложения на глубине 3820 м. На Кордуане вскрытый скважинами разрез представлен преимущественно карбонатными породами девон-нижнепермского комплекса. Наибольшая мощность последнего отмечается в местах развития карбонатных пород. Девонские отложения в междуречье Урал - Волга скважинами не вскрыты.
Имашевское поднятие выделено по отражающим горизонтам П1 и П2. По этим горизонтам в пределах этого поднятия отбивается несколько локальных структур (Кордуан, Шортанбайская, Кызылоба, Котяевская). В скв. Кордуан П-2 по результатам литологических исследований НВ НИИГГ визе-башкирские отложения сложены трещиноватыми органогенными известняками, представляющими собой рифы.
Мощная толща карбонатов (2300 м) от Астраханского свода на северо-восток, в сторону Заволжского прогиба, уменьшается до 900 м. В Астраханском своде скорости от горизонта П2 равны 6000 м/с, а в Заволжском прогибе - 4000 м/с. Такие скорости на Астраханском своде по аналогии с Тенгизом соответствуют рифовым массивам. В северной части Имашевского поднятия, в пределах указанной Шортанбайской структуры, в общем отмечается замещение карбонатных пород на терригенно-карбонатные. На Шортанбайской площади выделено собственно Шортанбайская и несколько локальных небольших структур. Предполагается, что в пределах последних карбонатные породы связаны с рифовыми построениями раннекаменноугольного возраста.
Юго-восточная континентальная часть Прикаспийской впадины в девоне и карбоне представляла собой окраину континента островодужного типа, ограниченного с юго- востока островной дугой Южно-Эмбинского поднятия.
В разрезах скважин, пробуренных на структурах Аккудук, Тортай и Шолькара Юго-Западная, отмечаются горизонты песчаников и алевролитов с высокими фильтрационно-емкостными свойствами, которые в разрезе перемежаются с глинами монтмориллонит-смешанно-слойно-гидрослюдистого состава, которые обладают идеальными экранирующими свойствами. Однако, исходя из седиментационной модели развития бассейна, предлагаемой автором статьи, разрезы с преобладанием песчано-алевролитовых отложений будут встречаться в пониженных участках бассейна, где развиты донные течения, вымывающие глинистые частицы на приподнятые участки палеодна бассейна.
Верхний (артинский) комплекс характеризуется преимущественно терригенным осадконакоплением. В этом комплексе, также как и в нижнем, области развития песчано-алевритовых отложений приурочены к пониженным участкам палеодна бассейна.
Нефтегазоносность пород этого типа разреза выражена в виде нефтегазопроявлений и притоков на многих площадях. Дебит нефти на месторождении Тортай составляет 1,2-30,0 м3/с, плотность - 0,8409-8592 г/см3, состав ее метаново-нафтеновый (%): смол - 2,12; асфальтенов - 2,76-6,95; серы - 0,06-0,39 и парафинов - 2,30; во фракциях до 200 °С - 20; до 300 °С - 50. Открытая пористость в песчаниках составляет 14 %, проницаемость сравнительно низкая - до 2,94*10-3 мкм2.
Южные склоны Гурьевско-Биикжальского и Северо-Каспийского сводовых поднятий, несмотря на большие глубины залегания подсолевого комплекса, представляют определенный интерес для нефтегазопоисковых работ. Здесь следует ориентироваться не только на антиклинальные структуры, а главным образом на стратиграфически экранированные и неантиклинальные ловушки.
Некоторые исследователи считают, что на южном склоне Гурьевско-Биикжальского сводового поднятия развиты карбонатные толщи или даже рифогенные постройки каменноугольного возраста. Такое мнение ошибочно, что подтвердилось бурением скв. Эмбинская П-1 и Биикжальская СГ-2, а также проведенными детальными сейсморазведочными работами 3D в 2006 г. в пределах Жубантам-Жусалысайской группы структур. Каменноугольные и верхнедевонские толщи сложены терригенными и терригенно-карбонатными отложениями, которые накапливались в условиях некомпенсированного осадконакопления.
Из биикжальского типа разреза получены фонтанный приток нефти и нефтепроявления из терригенных пород верхневизейских отложений (Улькентобе Юго-Западное П-2). Нефтегазопроявления отмечены из известняков башкирского яруса, газопроявления - из терригенных пород среднего визея - нижнего карбона. В скв. Улькентобе Юго-Западное П-2 получен приток нефти 70 т/с, плотность нефти 0,8998 г/см3. Здесь установлен порово-трещинный тип коллектора: открытая пористость песчано-алевролитовых пород 17 %, межзерновая проницаемость 0,32*10-3 мкм2, трещинная проницаемость 22*103 мкм 2. В зоне развития этого типа разреза широко развито аномально высокое пластовое давление.
В восточной прибортовой зоне в пределах Жаркамысского, Темирского и Жанажол-Торткольского площадей по результатам поискового и параметрического бурения в докунгурском верхнепалеозойском комплексе промышленная нефтегазоносность установлена в разрезе четырех толщ:
в терригенных отложениях визейского и турнейского ярусов нижнего карбона. Промышленная нефтегазоносность установлена в верхней части визейского яруса на площадях Жанатан, Лактыбай, Восточный Акжар;
во второй карбонатной толще, сложенной известняками окского надгоризонта верхневизейского подьяруса до каширского горизонта нижнемосковского подъяруса. Здесь установлена промышленная нефтегазоносность серпуховского яруса нижнего карбона, башкирского яруса и нижнемосковского подъяруса на месторождениях Алибекмола, Восточный Акжар, Лактыбай, Жанатан, Восточный Мортук;
в первой карбонатной толще, представленной известняками и доломитами, имеющими возраст от раннемосковского подъяруса среднего карбона до касимовского яруса раннего карбона, где нефтегазоносны только отложения касимовского яруса на месторождении Алибекмола и нерасчлененные карбонатные породы на месторождениях Восточный Акжар, Каратюбе, Жанатан и Лактыбай;
в первой терригенной толще, включающей отложения ассельского, сакмарского и артинского ярусов нижней перми. Промышленные нефтегазоносные горизонты установлены: один - в ассельском, четыре - в сакмарском и два - в артинском ярусах, на месторождениях Восточный Акжар и Каратюбе.
Промышленная нефтегазоносность первой терригенной толщи впервые была выявлена на месторождении Кенкияк.
По первой и второй карбонатным толщам промышленная нефтегазоносность была отмечена впервые на месторождениях Жанажол, Синельниковское, Урихтау, Кожасай и Кенкияк.
Промышленные притоки нефти и газа получены из толщи терригенных отложений визейского яруса нижнего карбона на площадях Восточный Акжар, Жанатан и Лактыбай [1].
Наличие промышленных притоков нефти и газа на площадях Жанатан (скв. 7), Лактыбай (скв. 14 и 27), Восточный Акжар (скв. 2, 3, 9, 10, 12) позволяет выделить отдельным объектом поисков терригенные отложения визейского яруса нижнего карбона.
Зональный резервуар, развитый в пределах Остансукского прогиба, образован песчано-алевролито-глинистыми отложениями ассельско-артинского возраста мощностью более 1300 м. В его пределах предполагается развитие резервуаров литологически ограниченного типа в сводовых частях поднятий, сложенных порово-трещинными коллекторами.
На запад от него распространен зональный резервуар, охватывающий площадь Темирской зоны поднятий, образованный терригенными песчано-алевролито-глинистыми породами ассельско-сакмарского-артинского возраста мощностью от 500 до 800 м и более, которая уменьшается в восточном направлении. На юго-запад от него прослеживается зональный резервуар в пределах Боржер-Акжарской тектонической ступени, сложенный песчано-алевролито-глинистыми осадками ассельско-сакмарско-артинского возраста мощностью от 400 до 600 м и более.
Восточнее Акжар-Боржерской зоны распространен резервуар, образованный песчано-алевролито- глинистыми осадками артинско-ассельского возраста, который охватывает Жанажол-Синельниковский, Урихтау-Кожасайский, Тускумский и
Торткольский валы. Его мощность меняется от 0 до 500 м. В его пределах предполагается развитие локальных резервуаров литологически экранированных и ограниченных.
На Южном Каратюбе в верхнепермских отложениях была установлена промышленная нефтегазоносность под карнизом на склоне соляного массива. При испытании по отдельным интервалам верхнепермского продуктивного горизонта получены притоки нефти дебитом от 12.0 до 72,0 м3/сут. По материалам ГИС пласты-коллекторы характеризуются коэффициентом пористости 10,4-20,1 % и коэффициентом нефтенасыщенности 67-86 %. Эффективная толщина пластов-коллекторов изменяется от 0,6 до 5,6 м. Суммарная эффективная толщина продуктивных горизонтов варьирует по площади от 8,2 до 77,2 м. Залежь нефти на Южном Каратюбе прослеживается в пределы западного склона солянокупольной структуры Каратюбе. В поисковой скв. 69 при испытании в интервалах глубин 2870-2910 и 2802-2864 м получен приток нефти дебитом соответственно 4,9 и 10.0 м3/сут при пластовом давлении около 3600 и 3800 Па.
На Западном Курсае в поисковой скв. 101 в разрезе верхнепермских отложений при испытании в интервале глубин 1915-2018 м получен приток нефти и газа дебитом 2,7 м3/сут.
Таким образом, развитые в подкарнизных частях соляных куполов кунгура Жаркамысской зоны верхнепермские терригенные отложения выдвигаются как перспективный объект для поисков залежей нефти.
На юго-востоке Жанажол-Торткольской зоны валообразных поднятий, в зоне выклинивания нижнепермской подсолевой толщи, прослеживается зональный резервуар, сложенный карбонатно-терригенными образованиями мощностью 250 м и более, в него входят локальные резервуары на Южном Тускуме, Восточном Тортколе, Жанатане.
Во внешней северной при- бортовой зоне впадины выделяем резервуар, образованный морскими мелководными карбонатными осадками хемогенными и органогенными-рифогенными ассельско-артинского яруса и филипповского горизонта, мощностью 400-800 м. На юге граница этого резервуара проходит по бортовому уступу. Предполагается их развитие в рифогенных отложениях на Чинаревской структуре. В этом зональном резервуаре в пределах бортового уступа установлены промышленные залежи нефтегазоконденсата.
Во внутренней прибортовой зоне впадины в пределах Карачаганак-Кобландинской ступени распространен резервуар, сложенный глинисто-карбонатными осадками, мощностью от 50 до 135 м. Карбонатные образования мощностью от 100 до 800 м образуют резервуар, приуроченный к рифовому массиву ассельско-артинского возраста, представленный массивным типом залежи на Карачаганакском месторождении [1]. Локальные резервуары, подобные Карачаганакскому, предполагается вскрыть на локальных структурах, осложняющих Карачаганак-Кобландинский вал. Однако остаются невыясненными перспективы карбонатного комплекса фаменского яруса верхнего девона, вскрытого бурением как на Карачаганакском месторождении (скв. 14 и 15), так и на площади Рожковская (скв. Г-3).
Изученность строения подсолевого комплекса, его литология и структурные особенности по впадине неодинаковы, особенно границы распространения карбонатных и терригенных толщ. К настоящему времени по размерам выявленных ресурсов более благоприятными являются карбонатные породы, но не исключено, что эта картина отражает степень изученности проблемы. Характеристика терригенных отложений может измениться в этом отношении после открытия месторождений в продуктивных толщах, связанных с отложениями конусов выноса и палеорусел, а также другими ловушками неантиклинального типа.
Приоритет направления поисков нефти и газа на данном этапе связан все же с карбонатными комплексами северной акватории Каспийского моря. Эти массивы, расположенные в пределах Жылыойского карбонатного поднятия, рассматриваются в качестве главных объектов геолого-поисковых работ на ближайшие годы (рис. 4 см. на цветной вкладке). Находящиеся в непосредственной близости более погруженные карбонатные структуры Жылыойское, Исатайское, Восточно-Жамбайское, Трехбратская группа локальных поднятий, Приразломное, Кер-Оглы Южное, Нубар Южное, Кайран также требуют детального изучения. Вся эта карбонатная платформа подстилается мощной эйфельско-нижнефранской глинисто-карбонатной толщей, относимой к основному нефтематеринскому комплексу с высоким генерационным потенциалом.
Основным, ведущим и направляющим фактором формирования, размещения и сохранения продуктивных толщ, зон нефтегазонакопления и отдельных месторождений является тектонический [3]. Этот контролирующий фактор почти на всем историческом пути развития региона действовал в положительном направлении. Господствовавшая в течение продолжительного времени тенденция к прогибанию привела к накоплению мощной толщи (до 15-16 км в центральной части впадины) осадочных пород. Это обеспечило прогрев захороненного рассеянного ОВ и прохождение его через все необходимые фазы преобразования. Мощный соленосный комплекс кунгура создал надежную изолирующую толщу для более древних подстилающих отложений.
Региональные геотектонические движения во многом определили фациальные границы распространения и мощности отложений осадочного комплекса Прикаспийской впадины, источники сноса на разных этапах эволюции бассейна. Все это и создало сложную картину распространения терригенных и карбонатных пород в палеозойском комплексе, крайне важную для нефтегазогеологического районирования и обоснованной оценки и прогноза перспектив нефтегазоносности [4].
Присутствие в разрезе нескольких мощных толщ, способных генерировать УВ, может обеспечить проявление целого ряда очагов или зон нефтегазообразования на разных глубинах и в разных частях региона.
Распределение промышленной нефтеносности подчиняется также основному контролирующему фактору - тектоническому (в региональном и локальном плане) при общей благоприятной литолого-фациальной (палеогеографической) обстановке.
Влияние литолого-фациального фактора нашло свое выражение в различных сочетаниях песчаных коллекторов и локальных (зональных) глинистых покрышек, связанных со сменой в разрезе и по площади обстановок, регулирующих содержание глинистых компонентов.
Выводы
В южной прибортовой части Прикаспийской впадины сформировалась обширная карбонатная платформа позднедевонского возраста. Нижнюю часть карбонатного разреза слагают слоистые шельфовые известняки верхнего девона, образующие единую карбонатную платформу, в пределах которой находятся крупные палеоподнятия - Астраханское и Жылыойское. Карбонатная Астраханско-Жылыойская верхнедевонская платформа охватывает почти всю акваторию Северного Каспия и прилегающие к морю прибрежные зоны.
Приоритет направления поисков нефти и газа на данном этапе связан с карбонатными комплексами позднедевон-каменноугольного возраста северной акватории Каспийского моря и прилегающей суши. Эти массивы рассматриваются в качестве главных объектов геолого-поисковых работ на ближайшие годы.
Развитые в подкарнизных частях соляных куполов кунгура верхнепермские терригенные отложения также выдвигаются как перспективный объект для поисков залежей нефти.
Во внешней и внутренней северной прибортовой зоне впадины перспективы обнаружения резервуаров, связанных с морскими мелководными карбонатными осадками хемогенными и органогенными-рифогенными ассельско-артинского яруса и филипповского горизонта, высоки. Предполагается их развитие на Чинаревской, Аксайской, Кобландинской структурах.
Литература
1. Багринцева К.И. Условия формирования и свойства карбонатных коллекторов нефти и газа. - М.: Недра, 1999.
2. Белонин М.Д. Геологическое строение и оценка перспектив нефтегазоносности Северо-Каспийского региона / М.Д. Белонин, А.И. Димаков, Н.С. Окнова // Геология регионов Каспийского и Аральского морей. - Алматы: Казахстанское геологическое общество “КазГЕО”, 2004.
3. Жолтаев Г.Ж. Тектоника Большого Каспия // Нефть и газ. - 2003. - № 1.
4. Клещев К.А. Геодинамика и новые типы природных резервуаров нефти и газа / К.А. Клещев, А.И. Петров, В.С. Шеин. - М.: Недра, 1995.
5. Куандыков Б.М. Структурно-формационные комплексы и перспективы нефтегазоносности подсолевых отложений южных районов Прикаспийской впадины: Автореф. дис... докт. геол.-минер, наук, 1986.
© Х.Б. Абилхасимов. 2007
According to the author, the main prospects of exploring large fields that will establish the production level in the nearest decade are associated with large carbonate massifs. Important aspect of platform distribution prognosis is the problem concerning intensive carbonate accumulation conditions in certain shelf zones.
Analysis of subsalt zones reserve of Pre-Caspian depression will allow to recognize there large lithological and geostructural isolated bodies formed in some facial belts. Among the most prospective are the following.
In the southern near-edge part of Pre-Caspian depression the extensive carbonate platform of Late Devonian age has been formed. The lower part of carbonate section comprises layered shelf limestones of Upper Devonian age forming a single carbonate platform within limits of which the large pa- leohighs - Astrakhan and Zhylyoiskoye are located. Carbonate Astrak- han-Zhylioiskoye Upper Devonian platform embraces almost the whole water area of the Northern Caspia and coastal zones adjacent to the sea. Priority of oil and gas prospecting trends is presently connected with carbonate complexes of Late-Devonian-Carboniferous age of northern water area of Caspian sea and adjacent land and could be considered as the main objects of exploration activity for the nearest years.
The Upper Permian terrigene deposits in the overhang parts of salt domes are also could be considered as prospective object.
In external and interior northern near-edge part of the basin the prospects of revealing reservoirs associated with marine shallow-water carbonate deposits- chemogenic and organogenic - reefogenic Assel-Artinsky stage and Filippov horizon are rather high. It could be expected their development on Chinarev, Aksai and Koblandinsk structures.
Рис. 1. Схема размещения основных палеозойских карбонатных платформ Прикаспийской впадины (по В.М. Пилифосову, Э.С. Воцалевскому, Д.А. Шлыгину, Н.А. Азербаеву, Т.М. Шлыгиной)
1 - изогипсы поверхности фундамента, км; 2- основные разломы; 3- карбонатные платформы; карбонатный шельф: 1 - северо-западного обрамления Прикаспийской впадины, 2- Южно-Эмбинско-Жанажольской зоны; изолированные внутрибассейновые карбонатные платформы: 3- Карачаганакская, 4- Астраханская, 5- Каратон-Тенгизская, 5а- Кашаган-Кайранский участок, 5б- Каратон-Тенгизский участок, 5в- Южный участок, 6- Темирская
Рис. 2. Типовые разрезы карбонатных платформ бортовых зон Прикаспийской впадины
А - тенгизский; 5- южно-эмбинский; В - жанажольский; Г- темирский; Д - карачаганакский
Рис. 3. Геологический разрез Каратон-Тенгизской НГЗ
Рис. 4. Литолого-палеогеографическая схема Кашаган-Тенгизской зоны и прилегающих территорий в поздневизей-башкирское время
1 - граница Прикаспийской впадины; 2 - тектонический шов; 3- карбонатный уступ; 4- изогипсы по отражающему горизонту П1, км; 5- границы палеогеографических зон; 6- граница распространения кунгурских солей; 7- область сноса; 8- море, мелководный шельф; 9- море, более глубоководный шельф; 10-гравелиты; 11-песчаники; 12- глины; 13 - карбонаты; 14 - рифогенные постройки; 15- направление сноса терригенного материала; 16- локальные структуры; месторождения: 17 - нефти, 18- газонефтяные, 19- газоконденсатные; 20- нефтепроявления; 21 - региональные разломы