Геологическое строение, тектоника и нефтегазоносные комплексы Прикаспийской впадины

Агентство по образованию РФ

Саратовский государственный университет

имени Н.Г. Чернышевского



Кафедра геологии и геохимии горючих ископаемых











Отчет на тему:

«Геологическое строение, тектоника и нефтегазоносные комплексы Прикаспийской впадины»





Выполнил: 

студент 312 группы

Измайлов Шамиль Гаязович

Проверил: кандидат геолого-минералогических наук Смирнов Василий Анатольевич 















Саратов

2009 г.


Содержание



Введение

1.Основные черты геологического строения Прикаспийской впадины 

2.Литолого-фациальные особенности Прикаспийской впадины

3.Тектоника

4.Нефтегазоносные комплексы

Заключение

Литература

Приложения: 

1. Геологический разрез Милорадовско-Алтатинского пересечения северной части Прикаспийской впадины.

2. Литолого-фациальный разрез Прикаспийской впадины

3.Сводный литолого-стратиграфический разрез северо-западного борта Прикаспийской впадины. 




Введение



Представления о геологическом строении фундамента и подсолевых отложений Прикаспийской впадины базируются на результатах проведенных региональных и детальных сейсмических исследований в комплексе с данными бурения глубоких параметрических и поисковых скважин, освещающих строение главным образом ее бортовых частей до глубин 3,5-4,5 тыс. м., в отдельных случаях до 5,0-6,0 тысяч метров.

В Прикаспийской впадине применялись все существующие модификации методов сейсморазведки (ГСЗ, КМПВ, MOB, МРНП, МОГТ). 


1. Основные черты геологического строения прикаспийской впадины



Основные черты региональной структуры

Глубинные сейсмические зондирования (ГСЗ) проведены по нескольким протяженным профилям (Волгоград-Челкар, Саратов-Гурьев, Элиста-Бузулук и др.) Этими исследованиями прослежена поверхность Мохо и консолидированной коры. Выполненные работы подтвердили существование в центральной части впадины мантийного выступа, ранее выделенного по гравиметрическим данным, Сейсмические работы КМПВ выполнены серией протяженных профилей. В пределах северного и западного обрамлений впадины КМПВ прослежен преломляющий горизонт с Vг = 6,2 - 6,6 км/с, соответствующий по данным бурения поверхности дорифейского фундамента. Преломляющий горизонт с такой же граничной скоростью регистрируется КМПВ на восточном и южном бортах впадины (в Актюбинско-Астраханской зоне). Здесь он предположительно отождествляется с додевонской поверхностью. В центральной части впадины этим методом фиксируется высокоскоростной сейсмический горизонт с Vг = 6,9 -7,1 км/с (верхняя граница "базальтового" слоя).

Сейсмические работы КМПВ сыграли большую роль в изучении строения консолидированной коры Прикаспийской впадины. Они позволили для всей ее территории составить по преломляющим горизонтам структурную карту в масштабе 1:1000000 и выделить ряд крупных тектонических зон (Актюбинско-Астраханскую зону поднятий, Волгоград-Оренбугрский бортовой уступ, карбонатные массивы и др.). Однако точность по данным КМПВ невелика, что обусловлено применением при наблюдениях неполных систем годографов, отсутствием данных о скоростных параметрах геологического разреза и погрешностями в корреляции волн.

Региональные и поисковые сейсмические работы MOB проводились с 1936 по 1974г. Отражающие горизонты в подсолевом комплексе этим методом фиксируются не всюду, недостаточно достоверно и обычно только по докунгурской поверхности (горизонт "П1").

Внедрение МОГТ с цифровой регистрирующей и обрабатывающей аппаратурой резко повысило информативность, достоверность и глубинность исследований. По существу в настоящее время подсолевые отложения впадины освещаются МОГТ на всю их мощность, при этом регионально прослеживаются три опорных горизонта "П1", "П2", ″П3″, расчленяющих подсолевые отложения на три крупных сейсмокомплекса, которые соответствуют трем крупным структурно-формационным комплексам: доверхнедевонскому, верхнедевонско-каменноугольному и московско-нижнепермскому (надверейскому). В бортовых зонах впадины МОГТ прослеживаются от двух до семи и более отражающих горизонтов, расчленяющих подсолевые отложения на серию литолого-стратиграфических комплексов с минимальной мощностью до 70-100м. В отличие от многочисленных местных (локальных) отражающих горизонтов опорные горизонты "П1", ″П2″ и "П3" прослеживаются устойчиво, так как приурочены к границам, представляющим собой резкие разделы сред с различными акустическими свойствами. Горизонты "П1" и "П2" вскрыты многими глубокими скважинами в прибортовых частях впадины и имеют точную стратиграфическую привязку. В центральных частях впадины стратификация всех сейсмических горизонтов, из-за отсутствия данных бурения, условна. Дальнейшее развитие МОГТ и использование сейсмостратиграфии показало, что наряду с картированием сейсмических горизонтов регионального и зонального значения имеется возможность выделять слабые отражающие границы по форме сейсмозаписи, а также по динамическим и кинематическим особенностям волнового поля прогнозировать динамику осадконакопления вещественный состав геологического разреза, в том числе выделять рифогенные образования, трассировать зоны стратиграфического и литологического выклинивания. С помощью МОГТ ведутся поиски локальных структур и подготовка их к глубокому бурению.

Оценивая в целом сейсмическую изученность Прикаспийской впадины, следует подчеркнуть, что она недостаточная и неравномерная. Наименее

изучена центральная часть впадины, где отработаны лишь единичные региональные и рекогносцировочные профили, при этом на большинстве из них проведены наблюдения с применением какой-либо одной модификации сейсморазведки (чаще всего КМПВ). Поэтому информация по этим профилям неполная.

Региональные сейсморазведочные работы проводились в основном в бортовых зонах впадины, где глубины залегания поверхности подсолевого палеозоя изменяются от 1,0 - 3,5 км на внешнем платформенном ее обрамлении до 5,0 - 7,0 км во внутренних прибортовых районах. Анализ сейсмической изученности бортовых зон региональными работами показывает, что достаточно полно изучены внешние обрамления Прикаспийской впадины на севере и западе.

На восточном и южном бортах впадины (в пределах Актюбинско-Астраханской зоны) остается неизученным строение нижнего комплекса верхнего девона - нижнего карбона (D3-Q) и не оконтурены выявленные карбонатные массивы (Темирский, Жаркамысский, Каратон-Тенгизский, Астраханский). Недостаточно выявлен характер сочленения Прикаспийской впадины с кряжем Карпинского. На западном и северном бортах впадины требуется уточнение положения разновозрастных бортовых уступов и прослеживание их восточнее Карачаганакского поднятия, а также изучение додевонских отложений.

Принимая во внимание высокие перспективы внутренних частей бортовых зон, где могут быть открыты месторождения подобные Карачаганакскому, основные объемы региональных работ следует сосредоточить во внутренних прибортовых частях Прикаспийской впадины. Это в равной степени относится как к северо-западной, так и к юго-восточной ее частям. Для повышения эффективности геофизических работ необходимо комплексирование сейсморазведочных методов МОГТ и КМПВ в модификациях продольного и непродольного профилирования. На отдельных объектах МОГТ рекомендуется проводить по системам наблюдений, обеспечивающим трехмерные построения. Опыт таких построений имеется на Тенгизе и Карачаганаке.

Детальными и рекогносцировочными сейсмическими исследованиями масштаба 1:100000, 1:50000 и 1:25000, проводимыми на стадии поисковых и разведочных работ, охвачена практически вся территория Прикаспийской

впадины и ее обрамление. /Чепелюгин А. Б. и Шереметьева Г. А./

Оценивая изученность детальными работами подсолевого комплекса отложений, подчеркивается /Чепелюгин А. Б. и Шереметьева Г. А./ более слабая изученность их во внутренних прибортовых районах впадины как в связи со сложными сейсмологическими условиями вследствие солянокупольной тектоники, так и с меньшими объемами проводимых здесь работ. Структурные построения в условиях интенсивной солянокупольной тектоники при наличии единичных пробуренных скважин в зоне бортовых уступов и нередко отсутствии данных бурения во внутренних прибортовых районах не обладают достаточной достоверностью. Резкая локальная изменчивость солевой и надсолевой частей разреза, включающая скоростную неоднородность, чередование пологих, криволинейных и крутопадающих границ, многочисленные сбросы в надсолевых отложениях и т.д. осложняют интерпретацию геофизических данных по подсолевым отложениям. Подсолевые поднятия, выделенные по данным сейсморазведки, нередко не подтверждаются бурением, например Чилик, Ащисай, Сухоречка и др.. Параметрическая скважина П-10 Карачаганак показала погрешность сейсморазведки в определении глубины залегания под солевой поверхности около 30%.

Региональные сейсмические работы в бортовых частях Прикаспийской впадины, как правило, комплексировались с профильным бурением. С конца 60-х годов на северном и западном бортах бурились Западно-Тепловский, Карповский, Ершовский, Южно-Ершовский, Ерусланско-Карпенковский, Краснокутский, Ровненский, Александровско-Кисловский, Лугово-Пролейский, Лободинский, Ново-Никольский, Сапинско-Тингутинский профили глубоких и параметрических скважин. На юго-западном борту - Заволжско-Краснохудукский (через Астраханский свод), на юго-восточном - Туресай - Тортай - Биикжальский, Вост. Тортколь-Тортколь-Боржер, Жанажол - Урихтау - Башенколь, Синельниковско-Кожасайский, Алибекмола-Шенгельский - Блаксай-Кенкияк и др. Комгшексирование сейсморазведки с глубоким профильным бурением позволило получить ценную информацию о строении бортовых зон Прикаспия, как внешней, так и внутренней их частей, литолого-фациальном облике пород осадочного чехла и их нефтегазоносности, а также скоростной характеристике отложений подсолевого, солевого и надсолевого комплексов отложений.

Основным сейсмическим репером, позволяющим наиболее полно представить строение докунгурских отложений, является первый подсолевой опорный отражающий горизонт "П1", приуроченный на западе и севере впадины к поверхности карбонатных отложений артинского яруса, на востоке и юге к кровле терригенных и глинисто-карбонатных отложений артинского яруса нижней перми. В районе Южно-Эмбинского погребенного палеозойского поднятия он связан с размытой поверхностью карбонатных образований среднего карбона и нижней перми. Горизонт "П1" маркирует подошву галогенного комплекса кунгура. Его положение в разрезе независимо от стратиграфической приуроченности определяется началом соленакопления и приходится на границу артинского и кунгурского веков.

Второй опорный отражающий горизонт ″П2″ и его аналоги стратиграфически отождествляются с кровлей терригенных пород верейского горизонта на западном и северном обрамлении впадины и в зоне бортовых уступов (горизонт "В") с размытой поверхностью карбонатных пород среднего-верхнего карбона - на востоке и юго-востоке впадины, с поверхностью нижнебашкирских карбонатных отложений - на юго-западе (горизонт "П3").

Отражающий горизонт ″П2″ соответствует поверхности эрозионного несогласия, связанной со значительным подъемом уровня моря на границе башкирского и московского веков.

Ниже выделяется третий опорный отражающий горизонт "П3", предположительно связанный с терригенными отложениями среднего-верхнего девона.

Ниже горизонта "П3" регулярная сейсмическая запись отсутствует), срез имеет хаотическую запись).

На северном и западном обрамлении впадины отражающий горизонт "Пз" соответствует дофаменско-саргаевской эрозионной поверхности.

В Центрально-Прикаспийском прогибе он предположительно отвечает поверхности верхнепротерозойско-нижнепалеозойского (доплитного) комплекса. Таким образом, отражающий горизонт "П2" характеризует структуру разновозрастных подсолевых комплексов.

Поверхности фундамента в пределах северного и западного обрамлений впадины и бортовых зон Центрально-Прикаспийского прогиба соответствует преломляющий горизонт с граничной скоростью 6,2 - 6,5 км/с, соответствующий "гранитному" слою архея. Структурная карта осевой части прогиба составлена по преломляющему горизонту с Vг = 6,9 - 7,1 км/сек, отождествляемому с поверхностью "базальтового" слоя.

На территории Астраханско-Актюбинской системы поднятий архейский фундамент сейсморазведкой не прослеживается и скважинами не вскрыт, вследствие чего структурная карта этого района составлена по отражающему горизонту "П3", который на одних участках соответствует додевонской эрозионной поверхности, а на других - приурочен к поверхности более древних образований, возраст которых не установлен (Неволин, Федоров, 1994).

СТРУКТУРНЫЕ ЭЛЕМЕНТЫ ПОВЕРХНОСТИ ФУНДАМЕНТА

Подошва земной коры (поверхность мантии с Vr = 8,0 - 8,2км/сек) в Прикаспийской впадине залегает на отметках от 30 до 46 км. Строение ее освещено в ряде работ (Курманов 1991; Волож 1991). 

Минимальные отметки поверхности Мохо относятся к центральной части впадины, где им отвечают Хобдинский и Аралсорский максимумы силы тяжести. Поверхности же фундамента этой территории в общих чертах соответствует наиболее прогнутая часть впадины, известная под названием Центрально-Прикаспийского прогиба (рифта).

Подъем в центре впадины поверхности Мохо и глубокое погружение подошвы осадочного чехла обусловили сильное сокращение мощности (до 10-13км) консолидированной коры по сравнению с бортовыми зонами, где они равны 35-40км. Механизм образования столь глубоких впадин с утоненной консолидированной корой многими исследователями объясняется приближением к подошве осадочного чехла мантийного диапира, резким сокращением над ним гранито-метаморфического слоя, вплоть до полного его выклинивания, и залеганием непосредственно под осадочным чехлом "базальтового" слоя, или так называемого "базальтового окна". Эта модель одна из возможных.

Альтернативной моделью является рифтовый раздвиг континентальной коры в позднем протерозое и раннем палеозое с обнажением "базальтового" слоя. Вероятность такого образования "базальтового" окна косвенно подтверждается существованием глубокого желоба в консолидированной коре, протягивающегося с юго-запада на северо-восток, разделяющего впадину на два крыла: северо-западное и юго-восточное. Аралсорский и Хобдинский максимумы силы тяжести соответствуют осевой части этого желоба.

Рифтогенная концепция развития Прикаспийской впадины предполагает, что в раннем палеозое на ее территории существовала сложная система рифтовых зон и их структурных аналогов, предопределивших особенности строения подсолевого комплекса. Наиболее приемлемой /Чепелюгину А. Б. и Шереметьевой Г. А./ представляется концепция развития Прикаспийской впадины в позднем палеозое по типу бассейна субокеанического типа, расположенного на пассивной окраине Восточно-Европейского кратона; зарождение этого бассейна связывается с процессами рифтогенеза.

О глубинном строении Прикаспийской впадины имеются и другие суждения. В частности, Н.В.Неволин (1986) выделяет собственно Прикаспийскую зону опускания, которую он относит к юго-восточной окраине Восточно-Европейской платформы, включающей территорию всего северо-западного крыла, Центрально-Прикаспийскую депрессию и юго-восточное крыло, основное положение в котором занимает Астраханско-Актюбинская система поднятий (Геофизическая характеристика и тектоника нефтегазоносных провинций... 1988).

С нашей точки зрения такое деление Прикаспийской впадины на северо-западное и юго-восточное крылья, разделенные Центрально-Прикаспийским прогибом, являющемся осевой частью рифтовой системы, представляется наиболее правильным.

Северо-западное крыло Прикаспийской впадины в виде широкой гомоклинали полукругом огибает Центрально-Прикаспийский прогиб и, не имея по фундаменту четкого разломного северо-западного ограничения,

сочленяется с тектоническими элементами обрамления впадины.

В качестве этой границы принят основной бортовой уступ Прикаспийской впадины, имеющий четкую морфологическую выраженность по поверхности подсолевого палеозоя (отражающий горизонт "П1"). Резкий флексурообразный перегиб этой поверхности, соответствующий началу крутого погружения подсолевого палеозоя во впадину, рассматривается в качестве северо-западной границы крыла и самой Прикаспийской впадины. Этот уступ делит северо-западную бортовую зону впадины на внешнюю ее часть (обрамление впадины) и внутреннюю.

Внешняя часть бортовой зоны выделяется условно в виде полосы шириной около 100 км, прилегающей с севера и запада к основному уступу. Внутренняя часть бортовой зоны расположена к югу и юго-востоку от основного бортового уступа, здесь ее ограничением является глубинный Аралсорско-Хобдинский разлом фундамента, отделяющий ее от Центрально-Прикаспийского и Сарпинского прогибов.

В пределах рассматриваемой территории расположены в основном южные и юго-восточные части перечисленных крупных элементов фундамента. Они осложнены протяженными выступами и депрессиями, имеющими разломные ограничения и ориентированными в сторону Прикаспийской впадины, и, возможно, имеющими свое продолжение в ее пределах. Это в первую очередь относится к Рязанско-Саратовскому прогибу.

Характерным для северо-западного крыла Прикаспийской впадины является ступенчатое погружение фундамента к центру впадины на глубину от 5,0 до 10,0 км в среднем на расстоянии 50 км. Такая картина наблюдается практически на всей рассматриваемой территории.

Во внутренней части бортовой зоны фиксируется ряд ступеней, осложненных крупными положительными структурами. К ним относятся Илекская ступень, контролирующая Карачаганак-Кобландинскую зону подсолевых структур, Алтатинская, Палласовская и др.

Центрально-Прикаспийский прогиб изучен весьма слабо. На большей части его территории проведены лишь региональные сейсмические исследования ГСЗ, КМПВ, МОГТ и пробурены единичные скважины, вскрывшие надсолевые отложения. В этой связи представления о геологическом строении прогиба основываются, главным образом, на ограниченных сейсмических данных. Проведенными здесь региональными сейсморазведочными ГСЗ, КМПВ на глубине 20 - 22 км прослежен высокоскоростной преломляющий горизонт с Vг = 6,9 - 7,1 км/сек, который многими исследователями отождествляется с "базальтовым" слоем архея. "Базальтовый" слой ограничивается уступами, образующими трехлучевую систему трогов, включающую Сарпинский, Пачелмский и Яйсанский троги (Воцалевский, Кононов, Саввин, Федоров, 1991). В бортовых зонах прогиба прослежен преломляющий горизонт cVг = 6,2-6,5 км/сек, отождествленный с поверхностью гранитно-гнейсового комплекса архея.

Подсолевой разрез прогиба предположительно представлен двумя комплексами, нижний из них, залегающий непосредственно на "базальтовом" слое характеризуется повышенной пластовой скоростью (Vг = 6,0 км/сек) и проележиваемостью серии слабо динамически выраженных отражающих горизонтов. Мощность отложений этого комплекса в осевой части прогиба 4,5 - 5,5 км. Он предположительно относится к рифейско-нижнепалеозойскому доплитному комплексу. Данных о литологическом составе и фациальных особенностях верхнего (плитного) комплекса для этой части бассейна практически нет. О них можно судить лишь по отдельным скважинам, вскрывшим эти отложения в прибортовых частях впадины.

В структуре подсолевого палеозоя Центрально-Прикаспийскому прогибу (рифту) фундамента соответствует наиболее глубокая часть. Здесь подсолевой палеозой погружается до отметок 9,0 - 10,0 км, хотя и дифференцирован на отдельные локально приподнятые и опущенные участки.

На востоке Центрально-Прикаспийский прогиб (рифт), вероятно, через Яйсанский прогиб соединяется с Предуральским прогибом. Уилским и Эльтон-Индерским разломами Центрально-Прикаспийская депрессия отделяется от Астраханско-Актюбинской зоны сводовых поднятий.

Положение этих уступов в плане и разрезе показано на ряде прилагаемых геологических документов.

В Саратовско-Волгоградском Поволжье, особенно в юго-восточной части Рязано-Саратовского прогиба, в указанных терригенных комплексах распространены речного генезиса рукавообразные песчаные тела эрозионного и аккумулятивного профиля. Реки текли в Прикаспийскую палеовпадину, которая являлась конечным водоемом стока. В зоне бортовых карбонатных уступов, на их склонах и у подножья рядом скважин Ровненского, Краснокутского, Ерусланско-Карпенковского и др. профильных пересечений вскрыты отложения терригенных комплексов в резко увеличенных мощностях (700-1000 м). Породы представлены преимущественно аргиллитами с прослоями алевролитов, песчаников и известняков. Эти образования представляют собой формировавшиеся в условиях подводной части палеодельты толщи заполнения краевой части глубоководной депрессии. Количество терригенного материала, по-видимому, было недостаточно для заполнения всей обширной палеовпадины, хотя в прибортовой части ее вследствие частичной компенсации формировались терригенные седиментационные тела большой мощности (глубоководные конусы выноса, отложения каньонов). Полная компенсация палеовпадины произошла в кунгурское время в результате ускоренного выпадения солей и формирования мощной галогенной толщи. Так был завершен крупный позднепалеозойский этап некомпенсированного осадконакоплением прогибания Прикаспийской впадины, продолжавшийся, по крайней мере, от среднего девона до ранней перми включительно.

Исследованиями М.Д.Федоровой (1995) установлено, что северо-западный сегмент Прикаспийской впадины в течение позднепалеозойского времени развивался по типу пассивной континентальной окраины. При этом основным процессом, контролирующим распределение осадков на континентальном склоне и его подножье, являлась глубоководная лавинная седиментация. В разрезах скважин Ахтубинской, Заволжской, Упрямовской, Ново-Никольской и др. установлены различные типы отложений, характерные для лавинной седиментации - отложения обвально-оползневого генезиса, продукты деятельности гравитационных потоков и др. У подножья разновозрастных барьерных рифов предполагается широкое распространение обломочного карбонатного материала, являющегося продуктами разрушения рифовых краев карбонатных шельфов (рифовые шлейфы).

Изложенное дает общее представление о геологии, палеогеографии и истории развития в позднем палеозое северо-западной части Прикаспийской впадины. На приложении 1 представлен геологический разрез Милорадовско-Алтатинского пересечения северной части прикаспийской впадины /Ю. И. Никитин, 1995г./. Далее рассматривается более детально строение основных элементов этой территории.

По поверхности подсолевого палеозоя территория северо-западного крыла впадины характеризуется общим моноклинальным погружением центральным частям впадины с углами наклона 1-3°.

На фоне этой моноклинали в общих чертах прослеживается большинство крупных структурных элементов фундамента. Это относится в первую очередь к Жигулевско-Пугачевскому своду, Бузукской впадине и Соль-Илецкому выступу.

Главным структурным элементом северо-западной части Прикаспийской впадины является основной бортовой уступ по поверхности подсолевого палеозоя амплитудой 1000-1200 м, образованный крутым бассейновым склоном (30-45°) нижнепермского барьерного рифа и опоясывающий полукольцом на севере и западе впадину на расстоянии более 1200 км. Он

осложняет краевую часть карбонатного шельфа среднего-верхнего карбона, при этом наблюдается последовательное регрессивное смещение краевых частей более молодых рифов в сторону палеобассейна. По подошве надверейского карбонатного комплекса ему повсеместно сопутствует пологая моноклиналь (1-3°). Такие соотношения хорошо фиксируются на северном борту Прикаспийской впадины по сейсмическим данным - резким, клиноформным сближением отражающих горизонтов "П1" и "П2". Определяющую роль в формировании основного бортового уступа играли процессы седиментации, связанные с рифообразованием и некомпенсированным осадконакоплением прогибанием Прикаспийской впадины в докунгурское время. 

Другой особенностью зоны основного бортового уступа является наличие морфологически выраженного нижнепермского рифового гребня амплитудой 150-200 м, контролирующего региональную зону нефтегазонакопления и имеющего повсеместное распространение на всем ее протяжении. Здесь выявлено более 20 месторождений нефти и газа в основном мелких и средних: Западно-Тепловское, Гремячинское, Павловское, Ждановское и др. Глубины залегания продуктивного рифового гребня составляют от 1500 до 3000 м. Нижнепермский барьерный риф рассматривается в качестве оси рифовой системы. Наибольший поисковый интерес представляют высокоамплитудные локальные постройки бассейнового типа (пиннаклы, атоллы). Их высота может достигать 800-1000 м и, даже при небольших размерах по площади, они могут содержать значительные запасы нефти и газа. В бортовой зоне впадины прослежены еще три пояса барьерных рифов, образующих карбонатные бортовые уступы и являющиеся границами Прикаспийской некомпенсированной палеовпадины в соответствующие этапы ее развития. К ним относятся визейско-башкирский, верхнедевонско-турнейский и среднедевонский (эйфельский) тектоно-седиментационные уступы. Эти уступы являются региональными зонами нефтегазонакопления и с ними связаны открытия целого ряда месторождений нефти и газа в Волгоградской, Саратовской, Уральской и Оренбургской областях.

Система рифовых уступов приурочена к довольно широкой полосе (50-100 км) ступенчатого погружения фундамента в Прикаспийскую впадину.

Визейско-башкирский барьерный риф наиболее четко фиксируется по отражающему сейсмическому горизонту "П1' на севере Прикаспийской впадины и установлен в Уральской области, в Саратовском и Волгоградском Заволжье глубоким бурением и сейсморазведкой. Протяженность этой зоны, как и нижнепермской, составляет более 1200км. Внутреннее строение визейско-башкирского комплекса также характеризуется регрессивным, проградационным, напластованием краевых рифов. Несмотря на то, что гребень барьерного рифа в значительной степени размыт в предмелекесское время, он сохранил свою морфологическую выраженность и имеет амплитуду около 50-100м. Глубины залегания продуктивных горизонтов в пределах этой зоны колеблются от 2500 до 4500м. В отличие от нижнепермского, визейско-башкирский барьерный риф менее изучен. В нем пока выявлены только 3 месторождения: Лободинское и Чаганское - газовые и Дарьинское – нефтяное. 

Установлено, что нижнепермский барьерный риф смещается трансгрессивно на 5-10 км по отношению к визейско-башкирскому почти на всем протяжении. Исключение составляет Ровненско-Карпенковский участок борта в Саратовском Заволжье, где он смещен регрессивно, в сторону бассейна. Такие соотношения зависят, очевидно, от различной палеотектонической активности бортовых частей палеовпадины, также в ряде случаев они могут объясняться и седиментационными причинами. Например, на Ровненско-Карпенковском участке борта впадины пьедесталом для нижнепермского барьера, очевидно, послужил авандельтовый конус выноса терригенных мелекесско-верейских образований.

Зона визейско-башкирского барьерного рифа еще далеко не опоискована и будет являться объектом нефтегазопоисковых работ продолжительное время

Верхнедевонско-турнейский барьерно-рифовый уступ изучен недостаточно. На значительном своем протяжении он регрессивно надстраивается визейско-башкирским барьером и их бассейновые склоны создают единый седиментационный уступ амплитудой около 1000 м, фиксируемый клиноформным сближением сейсмических горизонтов "П1″и

Такие соотношения установлены на южных склонах Соль-Илецкого выступа, севернее Карачаганака, на южных склонах Кошинского и Чинаревского поднятий.

Погодаево-Остафьевский прогиб установлен по сейсмическим данным. Он представляет собой далеко вдающийся в область палеошельфа относительно глубоководный залив Прикаспийской палеовпадины, сформировавшийся в позднедевонско-турнейское время и выполненный терригенной толщей нижнего карбона.

Предполагается, что аккумулятивные борта этого прогиба сложены верхнедевонско-турнейским барьерным рифом. Погодаево-Остафьевский прогиб занимает часть более обширной некомпенсированной осадконакоплением эйфельской депрессии, соответствующей южной части Бузулукской депрессии и получившей название Рубежинско -Уральский прогиб (Фомина, Борисова, 1987; Никитин, Федорова, 1988), в бортовых частях которой установлена цепочка месторождений, связанных с органогенными коллекторами бийско-афонинского возраста - Зайкинское, Росташинское и др. месторождения.



2. Литолого-фациальные особенности Прикаспийской впадины



Прикаспийская впадина представляет собой глубочайший осадочный бассейн мира, мощность осадочного чехла в котором по сейсмическим данным превышает 20 км. Характерной особенностью впадины является присутствие в разрезе осадочного мощной солевой толщи нижнепермского возраста, разделяющей его на два крупных структурно-формационных мегакомплекса: подсолевой и надсолевой. 

Литолого-фациальный разрез (Ново-Порубежское пересечение) представлен на приложении 2 /А. В. Чепелюгин, Г. А. Шереметьева/

В настоящей работе принято разделение подсолевого мегакомплекса отложений на досреднедевонскую и среднедевонско-нижнепермскую части разреза. 

	Досреднедевонские формации позднего протерозоя-раннего палеозоя вскрыты бурением на платформенном обрамлении Прикаспийской впадины на площадях Волгоградской, Саратовской, Уральской и Оренбургской областей. Здесь они представлены пестроокрашенными аркозовыми, слюдистыми, полевошпатово-кварцевыми, разнозернистыми песчаниками, полимиктовыми гравелитами, с прослоями алевролитов и аргиллитов. Вскрытая мощность составляет 446м. Перекрывается свита фаменскими отложениями, среднедевонские отложения из разреза выпадают. Фрагментарные участки развития нижнепалеозойских (силурийских и ордовикских) карбонатно-терригенных пород установлены на западном и северном обрамлениях Прикаспийской впадины в Волгоградском Правобережье и в пределах Оренбургского вала. Силурийские отложения представлены глинистыми и доломитизированными известняками с прослоями алевролитов, гравелитов и мергелей. В них содержатся окатанные обломки морской фауны брахиопод, кораллов, криноидей. 

Ордовикские отложения представлены пачкой алевролитов серых разнозернистых с прослоями глинистых известняков. Возраст подтвержден фауной остракод, встречающейся в верхнеордовикских отложениях. Данные бурения на Восточно-Кудиновской площади позволяют предположить, что в этом районе мощность силурийского карбонатного комплекса до 700-1000м. 

Нижнедевонские отложения развиты в бортовой зоне Прикаспийской впадины и в Предуральском краевом прогибе. В целом нижнедевонские образования представлены карбонатными, теригенно-карбонатными и терригенными отложениями. Мощность нижнедевонских образований изменяется от 0 до 405м. 

Среднедевонско-нижнепермские формации подсолевого мегакомплекса характеризуют его строение в стратиграфическом диапазоне от эйфельского яруса среднего девона до артинского яруса нижней перми. С этими отложениями связываются основные перспективы нефтегазоносности Прикаспийской впадины. В их составе снизу вверх выделяется несколько мощных карбонатных литого-стратиграфических комплексов, разделенных терригенными, каждый из которых представляет самостоятельный региональный нефтегазоносный комплекс: 

Карбонатный среднего девона (эйфельский D2 ef) 

Терригенный среднего-верхнего девона (живетско-нижнефранский D2 gv-D3f1p-kn) 

Карбонатный верхнего девона-нижнего карбона (верхнедевонско-турнейский D3f2s-C1t) 

Терригенный нижнего карбона (нижневизейский C1v1) 

Карбонатный нижнего-среднего карбона (верхневизейско-башкирский C1v2-C2b1) 

Терригенный среднего карбона (верхнебашкирско-нижнемосковский C2b2-C2m1) 

Карбонатный среднего-верхнего карбона-нижней перми (московско-артинский или надверейский C2m1k-P1ar). 

Карбонатный комплекс среднего девона (эйфельский D2ef).

Включает койвенский и бийский горизонты эйфельского яруса. 

Отложения эйфельского карбонатного комплекса представлены тремя типами пород: мелководного карбонатного шельфа, рифовыми и относительно глубоководными, отражающими различные обстановки осадконакопления. 

На севере и западе область карбонатного шельфа охватывала обширную территорию от Воронежского свода до Оренбургского, включая Степновский, Клинцовский, Ершовский, Карповский выступы. Зоны отсутствия эйфельских отложений фиксируются на их вершинах. На склоне же происходит нарастание мощности этого комплекса, достигая значения 525м. в отдельных скважинах (скв.3 Южно-Ершовская), где комплекс сложен мелководноморской терригенно-карбонатной формацией с прослоями битуминозных глинисто-карбонатных пород. В пределах указанного палеошельфа широко развиты органногено-детритовые, биогермные и биоморфные известняки и развитые по ним вторичные доломиты. Мощности их достигают 225-300м. 

Терригенный комплекс среднего-верхнего девона (живетско-нижнефранский D2gv-D3f1p-kn).

Включает отложения строоскольского горизонта живетского яруса среднего девона и пашийские отложения франкского яруса верхнего девона. Характеризуется широким развитием глин, алевролитов и песчаников аллювиально-дельтового генезиса, ритмично переслаивающихся с морскими карбонатными отложениями, а также песчано-глинистых образований морского генезиса, представляющих толщи заполнения краевых частей некомпенсированных палеовпадин. 

Присутствие органогенных известняков отмечено в старооскольском горизонте, где они слагают органогенные постройки высотой 50-100м. Максимальные мощности комплекса, достигающие 600-700 и более метров, установлены на северо-западном обрамлении впадины в пределах аллювиальной равнины, располагающейся на месте Рязано-Саратовского прогиба. 

В воробьевско-пашийское время краевые части некомпенсированного Прикаспийского палеобассейна заравнивались песчано-глинистыми породами. 

Карбонатный комплекс верхнего девона-нижнего карбона (верхнедевонско-турнейский D3f2s-C1t).

Включает отложения среднефранского подъяруса в составе саргаевского и семилукского горизонтов, верхнефранского подъяруса, фаменского яруса верхнего девона и турнейского яруса нижнего карбона. 

На большей части северного и северо-западного платформенного обрамления Прикаспийской впадины отложения комплекса представлены преимущественно известняками и доломитами мелководного карбонатного шельфа. Наибольшие мощности их, достигающие 700-1000м., установлены на юге Бузулукской депрессии. Уменьшение мощностей комплекса до 300-400м происходит на Клинцовском, Карповском и других выступах. 

На территории Саратовской области рифогенные постройки развиты по всему интервалу средне-верхнефранского разреза. Мощность рифогенных образований достигает 600м. 

Терригенный комплекс нижнего карбона (нижневизейский C1v1).

Включает песчано-глинистые с прослоями известняков отложения косьвинского, радаевского и бобриковского горизонтов кожимского надгоризонта нижнего визея. Фоновая мощность пород комплекса на большей части северо-западного обрамления Прикаспийской впадины не превышает 50-70м. Литологические образования комплекса представлены чередованием пачек темно-серых аргиллитов и глинистых известняков с прослоями серых и темно-серых песчаников. 

	Карбонатный комплекс нижнего-среднего карбона (визейско-башкирский C1v2-C2b1)

	Комплекс включает отложения от тульского горизонта верхнего визея до нижнебашкирского подъяруса среднего карбона. Визейско-башкирские карбонатные отложения являются основным нефтегазосодержащим комплексом в подсолевых палеозойских отложениях Прикаспий11ской впадины. Отложения комплекса широко развиты на северо-западном обрамлении Прикаспийской впадины и представлены отложениями мелководного карбонатного шельфа - в основном светлоокрашенными известняками и доломитами, часто ангидритизированными, органогенными, содержащими редкие прослои глин. Мощность отложений изменяется от 350-500 до 600-700м. 

	Визейско-башкирский барьерный риф на всем своем протяжении сложен биогермными и биоморфно-детритовыми породами: известняками, доломитизированными известняками, доломитами, в значительной степени перекристаллизованными. 

	Терригенный комплекс среднего карбона (верхнебашкирско-нижнемосковский C2b2-C2m1).

	Включает отложения верхнебашкирского подъяруса в объеме черемшанского и мелекесского горизонтов и верейский горизонт московского яруса среднего карбона. 

	Верхнебашкирские и верейские отложения сложены известняками светло-серыми водорослевыми, органногенно-обломочными и органогенно-детритовыми, массивными, плотными. Мощность верхнебашкирских карбонатов изменяется от 23 до 58м., верейских – от 22 до 90м. 

	Карбонатный комплекс среднего-верхнего карбона – нижней перми (надверейский или московско-артинский C2m1k-P1ar). 

	Включает отложения от каширского горизонта московского яруса среднего карбона до артинского яруса нижней перми. На севере и западе Прикаспийской впадины представлен всеми типами разрезов: лагунно-шельфовым, рифовым и депрессионным. 

	Сводный литолого-стратиграфический разрез северо-западного борта Прикаспийской впадины представлен на приложении 3 /А. В. Чепелюгин, Г. А. Шереметьева/.

	

3. Тектоника



Основными тектоническими элементами северо-западного обрамления Прикаспийской впадины являются Жигулевско-Пугачевский и Оренбургский своды, Бузулукская впадина, а на востоке крупный Соль-Илецкий выступ, имеющий треугольную форму и разломное ограничение. Указанные тектонические структуры являются элементами Волго-Уральской антеклизы и наряду с элементами Пачелмского авлакогена (Рязано-Саратовский прогиб) и юго-восточных склонов Воронежской антеклизы, расположенными западнее, широко освещены в ряде публикаций (Федоров, Кононов, 1981; Геофизическая характеристика и тектоника нефтегазоносных провинций... 1988; Максимов, Дикенштейн, Золотев и др. 1990).

В пределах юго-восточного крыла Прикаспийской впадины фундамент состоит из структурных элементов различных рангов (порядков), и его строение более сложное по сравнению с северо-западным крылом. От последнего юго-восточное крыло отделено упомянутыми Сарпинским прогибом на юго-западе и Центрально-Прикаспийским прогибом в центре, который на северо-востоке через Яйсанский прогиб соединяется с Предуральским прогибом. Северо-западная граница этого крыла соответствует разрывному нарушению (Центрально-Прикаспийскому разлому) с общим северо-восточным простиранием. На юге, юго-востоке и востоке юго-восточное крыло по системе разломов граничит с палеозойскими складчатыми сооружениями, перед которыми расположены компенсационные предгорные прогибы, такие как Предуральский, Предмугоджарский, заполненные орогенными формациями ранней перми, фундамент в пределах которых опущен до глубины 10-12 км. По направлению к центру впадины он воздымается до 7 - 8 км и затем вновь погружается в сторону Центрально-Прикаспийского прогиба уже до 18-20 км, образуя протяженную систему выступов. С юго-запада на северо-восток в эту систему входят Астраханский свод, Северо-Каспийский, Биикжальский, Коскульский, Перелюбский, Жаркамысский (Жанажольский), Темирский и другие выступы и поднятия. Общая протяженность этой полукольцевой системы краевых поднятий приближается к 1000 км, ширина полосы с глубиной залегания менее 10 км составляет в среднем 150 км. Амплитуда выступов 2,0-3,0 км. По своему палеогеологическому положению и морфоструктуре данная система напоминает островную дугу палеошельфа. В геологической литературе за этой тектонической зоной утвердилось название Астраханско-Актюбинской системы поднятий.

Слабее в рельефе фундамента выражены прогибы, ограничивающие Астраханско-Актюбинскую систему выступов с юга и юго-востока. Очевидно, это обусловлено тем, что на территории впадины располагается сейсмическим горизонтам "Ф" и "П1", характеризующими региональную структуру Прикаспийской впадины и ее обрамлений, в работе содержится серия геологических документов, включающая геологические и сейсмические профильные разрезы различных частей впадины, крупномасштабные детальные карты отдельных, наиболее интересных его участков; карты, отражающие палеогеографические и палеотектонические обстановки седиментации; документы, характеризующие строение уникальных и типичных месторождений нефти и газа и др. Все это дает возможность получить представление не только о региональной, но и детальной геологии Прикаспийской впадины и более полно осветить строение основных тектонических, тектоно-седиментационных и седиментационных образований, а также показать их соотношение в плане.

В настоящем разделе с достаточной степенью детальности рассмотрена характеристика основных тектонических и тектоно-седиментационных элементов осадочного чехла Прикаспийской впадины и ее ближайшего обрамления.

Характерной чертой строения Северо-Западной части прикаспийской впадины является существование, по крайней мере, четырех разновозрастных рифовых систем, которые играли большую роль в формировании структуры осадочного чехла бортовой зоны Прикаспийской впадины (Грачевский, Берлин, Чепелюгин и др. 1971; Кирюхин, Сапожников, Шлезингер, Яншин, 1980; Чепелюгин, Шереметьева, 1981; Федоров, Кононов, 1981; Джумагалиев, Голов, Кирюхин и др. 1984; Кононов, Никитин, Яцкевич и др. 1986; Габриэлянц, Дикенштейн, Капустин и др. 1991).

Под рифовой системой нами понимается совокупность одновозрастных рифовых построек различных морфогенетических типов. Осью рифовой, системы является барьерный риф, слагающий краевую часть мелководного карбонатного шельфа и являющийся границей разнофациальных зон, (мелководного шельфа и относительно глубоководной, депрессионной, части бассейна). В рифовую систему включаются также "оперяющие" барьер

лагунно-шельфовые малоамплитудные постройки типа биогермов и высокоамплитудные, бассейновые, типа пиннаклов и атоллов.

Крутые бассейновые склоны разновозрастных краевых барьерных рифов образуют карбонатные уступы по поверхностям соответствующих карбонатных комплексов. На северо-западном борту впадины выделяется четыре карбонатных литолого-стратиграфических комплекса, отлагавшихся в трансгрессивные этапы развития территории, по поверхностям которых, с различной степенью детальности, закартированы протяженные зоны рифовых уступов. Это карбонатные комплексы среднего девона (эйфельский), верхнего девона - нижнего карбона (верхнедевонско-турнейский), нижнего-среднего карбона (верхневизейско-башкирский) и среднего-верхнего карбона - нижней перми (надверейский).



4. Нефтегазоносные комплексы



Литолого-стратиграфические комплексы подсолевого палеозоя Прикаспийской впадины в стратиграфическом диапазоне от среднего девона до нижней перми включительно представляют самостоятельные регионально нефтегазоносные комплексы. Каждый из рассмотренных ранее комплексов содержит промышленные скопления углеводородов либо их признаки. Практически все основные открытия, включая уникальные месторождения нефти и газа, в подсолевых отложениях Прикаспийской впадины связаны с палеозойскими рифами, развитыми в широком стратиграфическом диапазоне от среднего девона до нижней перми включительно. К ним относятся Астраханское, Тенгиз, Карачаганак и др. месторождения. Даже на Оренбургском газоконденсатном месторождении, контролируемом Оренбургским валом, значительная часть запасов углеводородов содержится в коллекторах рифового генезиса.

 Каждый из рассмотренных литолого-стратиграфических комплексов содержит в своем составе нефтематеринские породы, основными нефтепроизводящими среди которых являются глубоководные глинисто-кремнисто-карбонатные битуминозные породы, широко развитые во внутренних районах впадины. Большой стратиграфический диапазон и широкий ареал распространения нефтегазоматеринских формаций свидетельствуют о значительных масштабах происходивших здесь процессов генерации и аккумуляции углеводородов.

Глубинный интервал залегания скоплений углеводородов в подсолевых отложениях колеблется в пределах 1500-6200м. Мощности продуктивных отложений изменяются от нескольких метров и десятков метров до нескольких сотен метров, в ряде случаев превышая тысячу метров. Залежи характеризуются сложным фазовым составом углеводородов, обусловленным такими факторами как высокое содержание газа, растворенного в нефти, наличие высокого содержания конденсата в газе, что образует сложные соотношения флюидальных и газообразных систем. Специфической чертой Прикаспийской впадины является установленное для подсолевой части осадочного чехла наличие зон с аномально высоким пластовым давлением (АВПД), которые, несомненно, оказали значительное влияние, как на формирование зон нефтегазонакопления, так и на условия и механизм аккумуляции залежей углеводородов.

 В карбонатном комплексе среднего Д е в о н а ) промышленная нефтегазоносность установлена на северном обрамлении Прикаспийской впадины, в зоне нефтегазонакопления связанной с рифогенными коллекторами краевой части бийско-афонинского (эйфельского) "биогермного" массива (Зайкинско-Росташинская группа месторождений), на Чинаревском и Карачаганакском месторождениях. В этой зоне открыто более десяти месторождений, из которых три нефтегазоконденсатные. В скважине-первооткрывательнице зоны Зайкинской 555 в интервале 4548-4565м получен газ с конденсатом. Дебит газа 170тыс. м3/сут., конденсата 221,8т/сут на 9,5мм штуцере. Из интервала 4518-4526м фонтанировал газ с конденсатом, содержание конденсата, плотностью 0,93г/см3, составило 993 г/см3. В разрезе эйфельских карбонатов выделено четыре продуктивных пласта D-VO; D-V1; D-V2; D-V3.Сведения о строении, объектах промышленной разработки месторождений, степени выработки запасов и др. данные о Зайкинском и Росташинском месторождениях приведены в работе "Геологическое строение и нефтегазоносность Оренбургской области", 1997г.).

Скважиной-открывательницей нефтяной залежи на Карачаганакском месторождении явилась скв. 15, в которой при испытании интервала 5647-5680м в живетских отложениях был получен приток нефти и газа дебитами 72,6т/сут и 69,1тыс. м3/сут соответственно. Нефтяная залежь в терригенно-карбонатных отложениях среднего девона на месторождении затем была подтверждена положительными результатами испытания скважин D-1 и D-5. Дебит нефти и газа в скв. D-1 при испытании интервала 6080-6256м в эйфельских отложениях составил соответственно 24,2мЗ/сут. и 69тыс. м3/сут.

На Чинаревской площади в скважине 4 - первооткрывательнице газоконденсатного месторождения в рифогенных бийских карбонатах при испытании интервала 5145-5172м дебит газа составил 87,6 тыс. м3/сут, конденсата 36,2 м3/сутки.

На востоке впадины наличие эйфельских карбонатных отложений Установлено на Темирском мегаатолле, но промышленная нефтегазоносность до настоящего времени не выявлена.

Терригенный комплекс среднего-верхнего девона (D2gv-D3f1 p-kn) содержит регионально-нефтегазоносные песчано-алевритовые пласты в пашийских (D3-I, D3-II), ардатовских и воробьевских отложениях (D2-III, D2-IV). С ними связан ряд месторождений на северо-западном обрамлении впадины (Зап. Ровненское, Краснокутское, Ташлинское, Долинское, Зайкинское, Росташинское, Разумовское, Вишневское, Зап. Вишневское, Конновское и др.).

Дебиты газа из ардатовско-воробьевских песчаников колеблются от 56 до 280тыс. м3/сут, конденсата от 80м3/сут до 200м3/сут, нефти от 100,24м3/сут до 164,5м3/сут.

На Карачаганакском месторождении живетские отложения участвуют в формировании единой нефтяной залежи с эйфельскими отложениями. Промышленные, но невысокие дебиты установлены из отложений терригенного девона на Долинной площади, где в скв. 101 из интервала 5356-5396м получен газ с конденсатом дебитом 178тыс. м3/сут. Сравнительно небольшой дебит может быть связан с ухудшением коллекторских свойств пород во внутренних прибортовых районах Прикаспийской впадины за счет увеличения глинистости разреза и выклинивания пластов-коллекторов. А скв. 101 Долинная расположена именно во внутренней части Прикаспийской впадины относительно барьерно-рифового уступа эйфельского возраста, трассируемого в южной части Бузулукской депрессии.

Верхнедевонско-турнейский карбонатный комплекс (D3f1S-C1t) характеризуется широким ареалом промышленной нефтегазоносности в Прикаспийской впадине и ее обрамлениях. Впервые промышленный приток нефти дебитом 40м3/сут на 5 мм штуцере из верхнефранских отложений был получен в 1973г. на. Зап. Ровненском поднятии девонско-турнейского барьерного рифа при испытании интервала 4349-4370м. Промышленная продуктивность данково-лебедянских и заволжских отложений фаменского яруса установлена на месторождениях Лимано-Грачевской группы. С 1974г. по настоящее время в пределах бортовых зон и внутренней части Уметовско-Линевской депрессии открыто более 20 месторождений в рифовых ловушках евлано-ливенского.

Предположение о продолжении Камско-Кинельской системы некомпенсированных прогибов, южной частью которой является Муханово-Ероховский прогиб, в Прикаспийскую впадину было высказано ранее (Денцкевич, 1997). На основании проведенного рядом исследователей анализа литолого-фациальных особенностей франских карбонатных отложений (Макарова, 1996; Фомина, 1996) с учетом закономерностей строения и распространения, карбонатных литолого-стратиграфических комплексов мы также рассматриваем Колганский прогиб как продолжение во впадину Муханово-Ероховского прогиба. С бортовыми зонами последнего связаны Смоляное, Ольховское, Красное нефтяные месторождения в средне- и верхнефранских карбонатных отложениях. А во внутренних районах Колганского прогиба с надрифовыми терригенными отложениями кол ганской толщи, являющейся толщей компенсации этого прогиба, связаны залежи нефти на Дачно-Репинском и Донецко-Сыртовском месторождениях.

На Карачаганакском НГКМ нефтяная оторочка располагается в отложениях фаменско-турнейского возраста. Притоки нефти и газа, полученные из интервалов 5131-5135м и 5158-5161м в скв. 7, составляли соответственно 235,2т/сут и 171,4тыс. м3/сут. Дебиты нефти в отдельных скважинах достигали 326-1500т/сут.

На Тенгизе верхнедевонско-турнейский комплекс полностью продуктивен во всем своем объеме.

На Астраханском своде приток бессернистой нефти получен в 1998 г. из карбонатных верхнедевонских отложений в скв. 2 Володарской.

Нижневизейский терригенный комплекс продуктивен на северном и западном обрамлении впадины на нескольких десятках месторождений. В Нижнем Поволжье к нему приурочено 35 эксплуатируемых месторождений нефти и газа (Коробковское, Жирновское, Бахметьевское и др.), на северном обрамлении - Зап. Степновское, Росташинское, Исаковское, Рыкобаевское, Мирошкинское, Долинное и др.).

В Оренбургской области с продуктивными пластами визейского терригенного нефтегазоносного комплекса связано 11,9% остаточных извлекаемых запасов от общих запасов углеводородов, при этом подавляющее большинство месторождений нефти и газа связано с бортовыми зонами Муханово-Ероховского некомпенсированного прогиба (Геологическое строение и нефтегазоносность ... 1997г.).

На востоке и юго-востоке Прикаспийской впадины нефтеносность комплекса установлена на площадях Локтыбай, где получен приток нефти дебитом 8,8-10,5м3/сут., и Жанатан, на которой дебит нефти составил 8,0м3/сут. Незначительные притоки нефти и газа были отмечены на площадях Каратюбе, Терешковская, Коздысай, Маткен, Равнинная. Залежи нефти установлены на площади Улькентобе Юго-западное, где в процессе бурения скв. 2 при забое 5140м начала фонтанировать нефтью дебитом 65-70м3/сут. На месторождении Тортай обнаружено 4 нефтегазоносных горизонта. В скв. 1 из интервала 2995-30 Юм получен фонтанный приток нефти, а из интервала 3052-3054м пульсирующий приток нефти. Залежь нефти выявлена на площади Шолькара, в интервале 3508-3521м получен приток нефти дебитом 8-16м3/сут., а в интервалах 3513-3517м и 3561-3591м отмечены признаки нефти.

Верхневизейско-нижнебашкирский карбонатный комплекс (C1V2-C2b1) содержит основные разведанные запасы Прикаспийской впадины и является нефтегазоносным на большинстве месторождений, как во впадине, так и на ее обрамлениях. В этом комплексе сконцентрировано около 70% всех разведанных запасов углеводородов Прикаспийской впадины, сосредоточенных в резервуарах месторождений Карачаганак, Астраханское, Тенгиз, Королевское, Жанажол, Кожасай, Кенкияк, Копанское, Бердянское, Дарьинское, Чаганское (Восточно-Ветелкинское), Лободинское и др. На севере и западе комплекс является преимущественно газоносным, при этом газ характеризуется высоким содержанием конденсата.

В зоне бортового уступа на северо-западе впадины комплекс продуктивен в объеме нижнебашкирского подъяруса на Лободинской, Чаганской, Дарьинской и др. площадях. При испытании скв. 1 Дарьинской в интервале 4259-4266м дебит нефти при 8мм штуцере составил 54,2м3/сут., газа 3,8тыс. м3/сут. При пробной эксплуатации на 6мм штуцере дебит нефти составил 44-45м3/сут, газа 2,2тыс. м3/сут. На Чаганской площади при опробовании интервала 4515-4532м в скв. 2 дебит газа при 4мм шайбе составил 12,7тыс.м3/сут.

На северном и западном обрамлениях впадины отложения комплекса продуктивны на целом ряде месторождений Нижнего Поволжья, в Саратовской и Оренбургской областях - на Оренбургском месторождении, Гаршинском, Землянском, Рыкобаевском, Южно-Уметовском, Малышевском, Левчуновском и др. месторождениях.

На Карачаганакской рифовой постройке с отложениями визейско-башкирского комплекса связаны основные запасы углеводородов. Кровля отложений комплекса залегает на глубинах 4400-5000м. Притоки газа и конденсата характеризуются высокими значениями: дебит газа в скв. 38 (инт-л 4972-4979м) достигал 564,0тыс. м3/сут, конденсата 754,4м3/сут на 14мм штуцере.

На юге и востоке впадины комплекс имеет главенствующее значение в формировании массивных резервуаров, таких как Астраханское, Тенгиз, Кенкияк, Жанажол.

Опробование продуктивных отложений на Тенгизе осуществлено в 50 скважинах. Наибольшей продуктивностью характеризуются породы башкирского яруса. Значительную долю составляют скважины с величиной начального дебита от 400 до 500м3/сут и выше. Продуктивность коллекторов серпуховских и верхневизейских отложений несколько ниже - от 200 до 400м3/сут.

Следует отметить, что, наряду с высокодебитными скважинами, имеются скважины с весьма низкими дебитами 15-25т/сут и менее, что указывает на неравномерное распределение высокоемких коллекторов внутри массивного резервуара Тенгизского месторождения, сложенного в основном породами рифового генезиса.

Промышленная нефтеносность Королевского месторождения установлена в скв. 9 в интервале 4554-4795м, включающем нижнебашкирские и серпуховские отложения, где получен приток нефти дебитом 140м3/сут на 6мм штуцере.

На Тажигалинской площади (Каратон-Тенгизская зона) продуктивность карбонатных отложений башкирского возраста установлена скважиной 13, где в интервале 3797-3819м был получен интенсивный приток нефти и газа.

Через отводы скважина фонтанировала сначала чистым газом, затем газом с водой и нефтью. Дебит газа достигал 600тыс. м3/сут, нефти 50-70т/сут.

На востоке Прикаспийской впадины в зоне визейско-башкирского барьерного рифа и мелководного шельфа открыты месторождения Кенкияк, Кожасай, Жанажол, Алибекмола, Жанатан. Дебиты нефти колеблются в широких пределах - от 3,95м3/сут до 261м3/сут, газа от 21,0тыс.м3/сут до 219тыс.м3/сут. Прямые признаки нефтегазоносности получены на площадях Локтыбай, Аккудук, Бактыгарын, Башенколь.

Астраханское серогазоконденсатное месторождение, относящееся к категории уникальных, характеризуется высокими значениями дебитов газа, составляющими в среднем 300-400тыс. м3/сут, достигающими иногда 731тыс. м3/сут (скв. 42).'Дебиты конденсата 73,4-139,1м3/сут (скв. 31 и 17).

Терригенный комплекс среднего карбона (верхнебашкирско-нижнемосковский (C2b2-C2m1vr) продуктивен на северо-западном обрамлении впадины более чем на 30 месторождениях (Коробковское, Жирновское, Землянское, Зап. Землянское и др.). В зоне бортового уступа на северо-западе газоносность его установлена на Карпенковской площади. Здесь к верейским отложениям приурочена мелкая залежь газа.

На северо-востоке и востоке впадины, в связи с лито-фациальной изменчивостью комплекс входит в состав природных резервуаров карбонатного комплекса нижнего-среднего карбона, составляя с ними единое целое (Оренбургское, Жанажольское месторождения).

Карбонатный комплекс среднего-верхнего карбона - нижней перми (московско-артинскийили надверейский C2m1k-P1ar) является продуктивным на многочисленных месторождениях практически по всему периметру Прикаспийской впадины, в т.ч. и на уникальных и крупных месторождениях, таких как Карачаганак, Жанажол, Оренбургское. На севере и западе впадины надверейский карбонатный комплекс является одним из главных нефтегазоносных комплексов. На Карачаганакском НГКМ значительная часть запасов углеводородов связана с нижнепермской органогенной постройкой, надстраивающей каменноугольную (прил. 17). Дебиты газа достигали 560тыс. м3/сут, конденсата 318м3/сут на 12мм штуцере. На Оренбургском НГКМ основные запасы газа связаны с мощной карбонатной толщей артинско-среднекаменноугольного возраста, представляющей единый резервуар с этажом газоносности в центральной части залежи 525м. Дебиты газа достигают 1,Омлн. мЗ/сут и более. Толщина нефтяной оторочки 20м. Дебиты нефти 1-20мЗ/сут, иногда достигают 80м3/сут. С региональной зоной нефтегазонакогшения нижнепермского барьерно-рифового уступа связаны Тепловско-Токаревская группа месторождений в Уральской области (прил. 15), Комсомольское, Южно-Кисловское, Карпенковское, Краснокутское, Ждановское, Мокроусовское, Павловское, Зап.-Липовское, Липовское месторождения в Волгоградской и Саратовской областях, Тепловское, Кузнецовское, Бородинское, Нагумановское в Оренбургской области. В скв. 5 Западно-Тепловской -первооткрывательнице месторождения из интервала 2805-2821м получен фонтан газа дебитом 580тыс.м3/сут, конденсата - 207т/сут. В отдельных скважинах получены высокодебитные притоки нефти - 130т/сут (скв. 9 Восточно-Гремячинская, интервал 2903-2922) до 191т/сут (скв. 7 Западно-Тегоювская, интервал 2950-2959м). При опробовании скважины 74 Тепловская из интервала 2927-2935м стабильный дебит нефти при 8мм штуцере составил 77,5т/сут. Значительны также притоки из отдельных интервалов стабильного конденсата до 171-193т/сут, причем конденсатно-газовый фактор (КГФ) при наличии нефтяной оторочки возрастает в газе до 310 и даже 550г/м3.

На отдельных площадях продуктивны сульфатно-карбонатные отложения филипповского горизонта кунгурского яруса, перекрывающие нижнепермский барьерный риф (Карпенковская, Павловская, Тепловско-Токаревская группа месторождений). Коллекторами являются пласты доломитов и доломитизированных известняков, тип залежей - пластовый, сводовый. Небольшие залежи в филипповских карбонатных отложениях известны также над основной газоконденсатной залежью Астраханского месторождения.

На Карасальской моноклинали в скв. 1 Южно-Плодовитенской в интервале 4419-4432м получен приток нефти, газа и воды с дебитами соответственно 178м3/сут; 18,82тыс.м3/сут; 268м3/сут. Залежь предположительно связана с нижнепермской локальной рифовой постройкой, надстраивающей визейско-башкирский барьерно-рифовый уступ.

На востоке продуктивная часть рассматриваемого комплекса обособлена в толщу KT-I. Сравнительно с продуктивной карбонатной толщей КТ-П, толща KT-I характеризуется меньшим ареалом распространения и локализуется в пределах Жанажольского, Синельниковского, Алибекмолинского, Урихтау месторождений, с которыми и связана промышленная нефтегазоносность этой толщи.

На Жанажольском газоконденсатнонефтяном месторождении, при общей мощности толщи KT-I 400м, газовая шапка составляет 310м и нефтяная оторочка - 90м. Дебиты газа достигали 214тыс. м3/сут, конденсата 162м3/сут, нефти - 154м3/сут.

На Синельниковском нефтяном месторождении дебиты нефти не столь высокие, как и запасы, сравнительно с Жанажольским и колеблются от 1,5м3/сут до 47м3/сут. Этаж нефтеносности составляет 80м.

На месторождении Алибекмола карбонатная толща залегает на абсолютной отметке - 1857м, газонасыщенная мощность 204м, толщина нефтяной оторочки 82м. Дебиты газа достигали 94тыс. м3/сут, нефти до 12м3/сут, через 5мм штуцер.

Урихтау - нефтегазоконденсатное месторождение, приурочено к локальной рифовой постройке, надстраивающей визейско-башкирский барьерно-рифовый уступ. В южной части месторождения имеется нефтяная оторочка толщиной 69м. Дебиты газа составляют 103-224тыс. м3/сут, конденсата 58-95м3/сут, нефти - 40-111м3/сут.

На Тортайском месторождении при опробовании скв. 14 из интервала 2886-2892м (кровля московско-касимовских отложений) получен фонтан нефти.

В терригенных нижнепермских отложениях, широко развитых на востоке и юго-востоке Прикаспийской впадины, залежи нефти установлены на Кенкияке, Каратюбе, Восточный Акжар.

На месторождении Кенкияк установлено пять горизонтов в сакмаро-артинских отложениях. Максимальные дебиты притоков из артинских отложений составили: нефти - 139м3/сут, газа 51тыс. м3/сут (скв. Г-104,

интервал 4061-4083м). Приток нефти дебитом 112м3/сут был получен из сакмарских отложений.

Линзовидные залежи нефти, мозаично рассредоточенные в разрезе терригенной толщи, вероятно, представляют собой вторичные скопления, образовавшиеся за счет вертикальной миграции из нижележащих карбонатных отложений.

Каратюбе-Акжарская зона нефтегазонакопления состоит из трех самостоятельных поднятий - Восточный Акжар, Курсай и Каратюбе. Залежи нефти приурочены к ассельско-артинским продуктивным горизонтам, мощность которых составляет 315-320м (скв. 1 Вост. Акжар), на нефтенасыщенную мощность приходится 50-68%. Высокодебитный приток был получен в скв. 5 Вост. Акжар - 749-1200м3/сут в интервале 5049-5075м, что обусловлено, видимо, высокими значениями параметров коллекторских свойств терригенных пород.

На юге впадины на площади Сазтюбе при испытании в колонне скв. 2 получен промышленный приток нефти дебитом 28м3/сут и газа 47тыс. м3/сут на 3мм штуцере из терригенных ассельских отложений.

В заключение необходимо отметить, что по своей продуктивности и широкому ареалу распространения залежей углеводородов в Прикаспийской впадине и ее обрамлениях регионально нефтегазоносный карбонатный комплекс среднего-верхнего карбона - нижней Перми занимает второе после основного, визейско-башкирского комплекса, место. 

Анализ свойств нефтей, газов и конденсатов позволил сделать ряд выводов о некоторых закономерностях их состава и распространения в плане и разрезе. 

 Нефти подсолевых отложений Прикаспийской впадины независимо от | стратиграфической приуроченности характеризуются близким групповым составом и относятся к метано-нафтеновому типу бензинового ряда. По содержанию неуглеводородных примесей нефть в терригенных 

подсолевых отложениях - бессернистая, в карбонатных комплексах - в той или иной степени сернистая. В восточной части впадины встречены легкие (0,823-0,826г/см3) нефти с высоким содержанием бензинов (35%) и 

нафтено-ароматических УВ в отбензиненной нефти (до 20%) и небольшим количеством спиртобензольных смол и асфальтенов (до 5%). На юго-востоке впадины наряду с легкими обнаружены средние и тяжелые нефти, с пониженным (5-26%) содержанием бензина, значительным количеством метано-нафтеновых (около 80%) и небольшим - ароматических УВ (до 12%) и спиртобензольных смол (до 3%) в отбензиненной нефти.

Нефти в карбонатных отложениях нижней перми на северо-западе и северо-востоке Прикаспийской впадины характеризуются плотностью от 0,817 до 0,981г/см3 (от легких до тяжелых), от малосернистых до высокосернистых (0,55-5,6%), от малопарафинистых до парафинистых (0,60-4,42%), малосмолистые (5,1-5,6%).

 Самые легкие" нефти (0,808г/см3) встречены на востоке, на месторождении Кенкияк. Они характеризуются низким содержанием кислых компонентов, высоким содержанием бензинов (20-42%), низким содержанием смол (до 6%) и асфальтенов (менее 1%). Содержание серы колеблется от 0,22 до 0,65%.

 На Карачаганакском НГКМ конденсат метанового состава (49-68%) с содержанием серы 0,55-2,16%. В газе Карачаганакского месторождения метана содержится не более 75%, в небольших количествах присутствует этан (5,45%), пропан (2,41-2,62%). Содержание сероводорода сравнительно невелико (3,69%), присутствует углекислый газ (до 5,06%) и в незначительных количествах азот (0,7%).

На Оренбургском НГКМ газ основной залежи имеет плотность 0,533-0,903г/см3 (от легкого до тяжелого), метаносодержащий (63,1-90,1%). Содержание сероводорода колеблется от 1,45% на западе до 4,93% на востоке, углекислого газа (0,4-5,4%), азота (0,15-8,8%). По групповому углеводородному составу конденсат метанонафтенового состава, содержит 10,9-11,8% ароматических углеводородов, нафтеновых 19,8-22,7% и метановых 67,6-68,4%, нефть легкая, плотностью 0,836г/см3, сернистая (0,80%), малопарафинистая (2,70%), малосмолистая (10,80%). На юго-востоке впадины нефти, в основном утяжеленные, малосернистые и малопарафинистые.

Для нефтей, связанных с природными резервуарами каменноугольного возраста установлено закономерное изменение состава нефтей, газов и конденсатов, как по площади впадины, так и по разрезу.

Большинство углеводородных залежей в подсолевых отложениях отличаются своеобразным составом флюидов. Они содержат соизмеримые количества (в нормальных условиях) газообразных и жидких УВ, т.е. представляют газовые залежи с исключительно высоким газоконденсатным фактором (ГКФ), переходящие в залежи легкой предельно газонасыщенной нефти. Плотность конденсата на Астраханском месторождении составляет 0,812г/см3, на Карачаганакском она изменяется от 0,791г/см3 в верхней части залежи (на глубине 4км) до 0,825г/см3 в ее низах (на глубине 5км). На Жанажольском месторождении на глубинах около 2600м плотность конденсата составляет 0,710-0,750г/см3. Таким образом, намечается закономерное утяжеление конденсата с глубиной. Содержание конденсата в газе на Астраханском и Жанажольском месторождениях составляет 420-500г/м3, а на Карачаганакском изменяется от 450г/м3 в породах нижней перми до 1000г/м3 в отложениях карбона.

Газоконденсатные залежи характеризуются уникально высоким содержанием кислых компонентов. Суммарное их количество в северовосточных и восточных районах синеклизы 6-10% (H2S до 6%), в юго-восточных - до 24% (H2S - 20%) и на юго-западе - до 50% (H2S свыше 23%).

На Тенгизе нефти легкие (0,800-0,817г/см3), содержание бензинов 25-36%. Нефть характеризуется низким содержанием кислых компонентов (содержание серы до 0,7%) с очень небольшим количеством смол (менее 2%) и асфальтенов (менее 1%). Легкие нефти установлены также на Тортайском месторождении и Равнинной площади, однако плотность ее здесь несколько выше (0,848-0,849г/см3), содержание бензинов 13-31%, серы - иногда достигает 1%.

На северном борту нефть месторождения Дарьинское из отложений башкирского возраста имеет плотность 0,862-0,871г/см3, малосернистая (0,37%), малопарафинистая (6,8%), малосмолистая (2,5%).

Нефть Карачаганакского месторождения (нефтяная оторочка) легкая (0,836г/см3), сернистая (1,34%), парафинистая (4,35%) и малосмолистая (0,32-8,8%).

Газ на месторождениях Лободинском и Чаганском, расположенных в зоне визейско-башкирского бортового уступа, метанового состава, легкий (0,587г/см3) с содержанием H2S (0,09-0,12%), СО2 - 5%.

На Астраханском серогазоконденсатном месторождении газы имеют сероводородно-углекисло-метановый состав (H2S - 22,7-26,9; СО2 - 11,0-26,8%). Содержание стабильного конденсата в газе 550-570г/м3, конденсат тяжелый до 0,818г/см3, выход светлых фракций (до 300 °С) - 73%.

Нефти терригенных нижнекаменноугольных отложений, изученные на западном обрамлении впадины, от легких до тяжелых (0,814-0,891г/см3), малосернистые (0,18-0,60%), от мало- до высокопарафинистых (1,20-10,92%), от малосмолистых до смолистых (2,84-29,9%). На северном обрамлении они легкие (0,817-0,843г/см3), сернистые (0,80-0,97%), парафинистые - 2,13%, малосмолистые 5,10%. На востоке и юго-востоке Прикаспийской впадины нефти легкие и средние (0,790-0,840), малосернистые и сернистые (0,2-0,5), мало - и сред - несмолистые, парафинистые. Высокое содержание смолистых и асфальтеновых компонентов отличает нефть площади Биикжал.

Нефти девонских залежей изучены на северо-западном обрамлении впадины (месторождения Уметовско-Линевской депрессии, Западно-Ровненское, Ташлинское, Зайкинско-Росташинская группа месторождений), на Карачаганакском месторождении, а также на юго-востоке впадины.

Нефти девонских залежей характеризуются низкой плотностью, легкие (0,752-0,838г/см3) с высоким содержанием бензинов (37-48%), бессернистые и малосернистые (0,003%) в терригенных и малосернистые и сернистые в карбонатных отложениях (0,11-0,67%), парафинистые и высокопарафинистые (4,38-13,9%), малосмолистые (0,32-4,18%).

Конденсаты Зайкинско-Росташинском группы месторождений имеют высокую плотность (0,93г/см3), маслянистые, маловязкие малосернистые (0,23%), парафинистые (4,91%), с высоким содержанием растворенных минеральных солей и отсутствием смол и асфальтенов. Пластовый газ по составу метановый, бессернистый, с отсутствием кислых компонентов и высоким содержанием конденсата до 993г/м3. На Чинаревском газоконденсатном месторождении пластовый газ по составу метановый с

отсутствием кислых компонентов.

На юго-востоке впадины нефть в девонско-каменноугольных карбонатных отложениях легкая и средняя (0,780-0,820г/см3), содержание серы меняется от 0,45 до 1%, характеризуется широким диапазоном асфальтеново-смолистых веществ (1-20%) и большим содержанием сероводорода в растворенном газе (около 19,2%) и углекислоты (3,7%).

Анализ распределения основных разведанных запасов Прикаспийской впадины по комплексам позволяет сделать следующие выводы:

Верхневизейско-нижнебашкирский рифовый комплекс содержит основные разведанные запасы Прикаспийской впадины и является нефтегазоносным на большинстве месторождений, как во впадине, так и на ее обрамлении. В этом комплексе сконцентрировано около 70% всех разведанных запасов углеводородов Прикаспийской впадины, сосредоточенных в резервуарах месторождений Карачаганак, Астраханское, Тенгиз, Королевское, Жанажол, Кожасай, Урихтау, Кенкияк, Дарьинское, Чаганское и др., приуроченных к ловушкам барьерных рифов, либо к комбинированным тектоно-седиментационным ловушкам (Жанажол - толща КТ-П), значительную роль, в строении которых играют породы рифового генезиса.

Рифовый комплекс среднего-верхнего карбона-нижней перми (надверейский) по своей продуктивности и широкому ареалу распространения залежей углеводородов в Прикаспийской впадине и ее обрамлении занимает второе, после верхневизейско-нижнебашкирского комплекса, место. Залежи углеводородов приурочены к рифогенным коллекторам многочисленных месторождений практически по всему периметру Прикаспийской впадины, в т.ч. и уникальных и крупных месторождений, таких как Карачаганак, Оренбургское, Жанажол.

Залегающие на больших глубинах и менее изученные нефтегазоносные комплексы среднего-верхнего девона и нижнего карбона также характеризуются широким распространением залежей углеводородов по всему периметру Прикаспийской впадины, однако содержат значительно меньшие, по сравнению с вышележащими комплексами, разведанные запасы, сконцентрированные в рифовых ловушках различных морфогенетических типов, либо в надрифовых структурах уплотнения.




Заключение



Таким образом, проведенный анализ показывает, что существенную роль в формировании современной структуры подсолевых отложений Прикаспийской впадины, наряду с тектоническими процессами, играли процессы седиментации, связанные с рифообразованием в ее бортовых частях и формированием мощных терригенных толщ, обусловленных системой широко развитых авандельт, образующих конусы выноса аллювиально-дельтового материала.

К началу кунгурского века на северо-западе и юго-востоке окончательно сформировались аккумулятивные карбонатные и карбонатно-терригенные борта Прикаспийской впадины, при этом на отдельных участках ее внутренних районов существовали благоприятные условия для формирования мелководных карбонатных "платформ" атоллово-островного типа и высокоамплитудных бассейновых построек типа пиннаклов и атоллов.

В кунгурское время в связи с затрудненной связью Прикаспийского глубоководного бассейна с Мировым океаном произошло быстрое выпадение солей и полная компенсация его галогенными осадками. Таким образом, завершился длительный позднепалеозойский (среднедевонско-раннепермский) этап некомпенсированного осадконакоплением прогибания Прикаспийской впадины.





	
Литература

	

	Аксенов А.А., Новиков А.А. и др. Перспективы нефтегазоносности Волгоградского Заволжья. /Геология нефти и газа №1, 1993, с. 4-7./ 

	Альжанов А.А., Чепелюгин А.Б. и др. Поиски и разведка залежей нефти и газа в пределах северного борта Прикаспийской впадины. /Геология нефти и газа №6, 1975, с. 10-16. / 

	Буленбаев З.Е., Иванов Ю.А. и др. Перспективы нефтегазоносности в восточной части Прикаспийской впадины. /Геология нефти и газа №12, 1979./ 

	Курманов С. К., Волож Ю. А. Теоретические и практические аспекты поисков и разведки нефти и газа в Прикаспийской впадине, 1991г.

	Макарова С.П., Чернова Н.И. и др. Обоснование геологической модели залежей углеводородов на основе оперативной обработки данных бурения и анализа геолого-геофизических материалов на территории «Нижневолжскгеология», Саратов, 1992. 

	Федорова М. Д. Условия осадконакопления и прогноз коллекторов подсолевых отложений северо-западной части Прикаспийской впадины, Москва, 1995г., 21с. ВНИГНИ.

	Авторы отчета: 

	Геологическое строение Прикаспийской впадины, 1998г.

	Чепелюгин А.Б. и Шереметьева Г.А.