Условия формирования Астраханского газоконденсатного месторождения и перспективы новых открытий в ареале Астраханского свода

УСЛОВИЯ ФОРМИРОВАНИЯ АСТРАХАНСКОГО ГАЗОКОНДЕНСАТНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ И ПЕРСПЕКТИВЫ НОВЫХ ОТКРЫТИЙ В АРЕАЛЕ АСТРАХАНСКОГО СВОДА

А.В. Ахияров, Е.Е. Поляков

Подсолевой комплекс карбонатных отложений, где возможно открытие крупных скоплений углеводородов (УВ) в Прикаспийской впадине в целом (российская часть) и, в частности, в зоне распространения Астраханского свода, а также на сопредельных территориях по периферии Астраханского газоконденсатного месторождения (АГКМ), характеризуется низкой буровой (несколько десятков скважин) и сейсмической изученностью. Данный факт объясняется как большой глубиной залегания (от 3,5 км у подножия бортового уступа до 11,0 км в центральных районах впадины), так и наличием мощной соленосной толщи, осложненной интенсивным галокинезом [12].

Исключением из общего правила является лишь территория самого АГКМ, где в настоящее время более 200 скважин вскрыли отложения карбона, а также пробурено несколько глубоких (6-7 км) скважин на девон.

В казахстанской части Прикаспийской впадины открыты крупнейшие и уникальные (по запасам УВ) нефтегазоконденсатные месторождения: Жанажол, Кара-Чаганак, Тенгиз, Кашаган.

В российской части вышеназванной впадины, кроме АГКМ, сопоставимых по запасам УВ месторождений не выявлено. При этом нельзя оставить без внимания тот факт, что по итогам геологоразведочных работ (ГРР) 1993-1994 гг. и 1998-2000 гг. были открыты два мелких газоконденсатных месторождения (Табаковское - Табаковская площадь и Алексеевское - Еленовская площадь), которые по всему комплексу признаков идентификации (структурно-тектонический, литолого-стра-тиграфический, фациально-седиментологический) следует причислить к месторождениям-сателлитам АГКМ (рис. 1).

Рис. 1. Обзорная карта района геолого-разведочных работ на месторождения-сателлиты Астраханского ГКМ

Так возможно ли открытие в западной, северо-западной и северной частях (в пределах российского сектора) бортовой зоны Прикаспийской впадины крупных месторождений УВ (особенно месторождений-сателлитов АГКМ в ареале Астраханского свода)?

Ответ на этот вопрос мы получим методом экстраполяции (от известного - к неизвестному), рассмотрев и проанализировав геологические особенности генезиса (условия формирования) АГКМ.

Геологические особенности генезиса Астраханского ГКМ

В нефтегазоносном отношении Астраханский свод (рис. 2), приуроченный к северному борту вала Карпинского, по подсолевым отложениям представляет собой крупную зону нефтегазо-накопления. В подсолевом разрезе здесь выделяются три нефтегазоносных комплекса (рис. 3): верхневизейско-нижнебашкирский с установленной продуктивностью и два прогнозируемых -среднефранско-турнейский карбонатный и эйфельско-нижнефранкский терригенно-карбонатный. Рассмотрение двух последних выходит за рамки данной работы.

В верхнем комплексе, в нижнебашкирских известняках в начале 70-х годов прошлого века открыто крупнейшее в Европе Астраханское газоконденсатное месторождение с суммарными разведанными и перспективными запасами газа порядка 6 трлн м3 и конденсата около 1 млрд т (извлекаемые).

В процессе развития Прикаспийской впадины в качестве фрагмента пассивной окраины палеозойского Европейского материка неоднократно возникали покровно-надвиговые структуры и смещения по разделяющим их разломам. Движущей силой этих процессов являются региональные тектонические процессы, а в конечном итоге - глобальные конвективные движения в мантии. Колоссальная энергия этих процессов по иерархической цепочке передается последовательно с глобального на региональный и зональный уровни.

При формировании надвиговых структур разделяющие их разломы достаточно глубоко (до 10 км и более) уходят в недра коры. В этой связи представляет интерес изучение движения флюидов в зонах разломов, а также окружающих их покровах и блоках земной коры.

Существуют две точки зрения на развитие Прикаспийского региона. Согласно одной из них [11], древнейшие отложения в центральной части Прикаспийского бассейна залегают непосредственно на океанской коре девонского возраста. Последняя предположительно образовалась в результате спрединга в конце среднего и в верхнем девоне, когда вдоль окраины Восточно-Европейского континента возникла система падающих к западу зон субдукции (рис. 4).

Другой точки зрения придерживается Ю.А. Волож, который считает, что структура рифта кряжа Карпинского отвечала модели Б. Вернике и определялась главным сместителем (сбросом), расположенным на его юго-западном борту и переходящим на глубине в субгоризонтальную поверхность срыва. В ходе инверсии листрические сбросы превратились в надвиги северного направления (рис. 5). Покровные структуры Астраханского свода обладают некоторыми особенностями. Породы аллохтонных и автохтонных частей шарьяжей в целом являются достаточно плотными и малопроницаемыми. Однако разломы, по которым происходила миграция флюидов, сильно проницаемы.

Поскольку все эти структуры сверху перекрыты соленосными непроницаемыми отложениями, то создавались благоприятные условия для образования крупных скоплений углеводородов. Их наполнение связано с движением флюидов по разломным зонам и в трещиноватой среде самих покровов.

Покровно-надвиговая зона представляет собой структуру сложного строения, образованную тремя дисгармоничными тектоническими комплексами: автохтонным (слабодислоцированные тер-ригенные и карбонатные породы девона - среднего карбона), аллохтонным (интенсивно дислоцированные молассоидные образования верхнего карбона и нижней перми) и неавтохтонным (пологоза-легающие терригенные образования мезозоя и кайнозоя) [2, 14].

Начиная с ранней перми происходила инверсия рифтового бассейна и образование складчато-на-двигового сооружения кряжа Карпинского. Бассейн образовался в позднем девоне и являлся частью рифтовой системы, протянувшейся от Припятского и Донецкого авлакогенов на западе, через Донбасс до Мангышлака и Туаркыра на востоке.

Окончательное превращение рифтового бассейна кряжа Карпинского в складчатую зону произошло в конце триаса. Эта зона сформировалась в результате последовательных горизонтальных перемещений в северном направлении по системе шарьяжей отложений верхнего палеозоя, молассоидных

Рис. 2. Местоположение Астраханского свода (помечен желтым цветом) в общей структуре Прикаспийского бассейна

Рис. 3. Геологический разрез подсолевых отложений Астраханского свода (составлено по данным [2]). Отложения: 1 - терригенные, 2 - карбонатные, 3 - кремнисто-карбонатные, 4 - соль, 5 - ангидриты; 6 - скважины; 7 - залежи Астраханского газоконденсатного месторождения, перспективные на нефть и газ; 8 - установленные; 9 - предполагаемые; 10 - основные тектонические нарушения по данным сейсморазведки

Рис. 4. Палеогеографическая схема для кунгурского времени (нижняя пермь) [6]:

1 - океан; 2 - мелководный бассейн; 3 - прибрежная равнина, лагуны; 4 - солеродный замкнутый бассейн; 5 - суша;

6 - возвышенности, горы; 7 - соли; 8 - разлом (а) и сдвиг (б); 9 - фронт надвигов; 10 - складчатость;

ПБ - Прикаспийский бассейн; ДД - Днепровско-Донецкий авлакоген; КК - кряж Карпинского; ЭЗ - Южно-Эмбинская зона

Рис. 5. Схема эволюции Кряжа Карпинского (составлено по данным Ю.А. Волож и др., 1999): а - рифтовая стадия (поздний девон-карбон); б - стадия инверсии (ранняя пермь):

1 - кора; 2 - осадки; 3 - сбросы; 4 - взбросы; 5 - направление растяжения, сжатия

а

б

образований верхнего карбона - нижней перми, терригенных и карбонатных отложений среднего карбона. Это фиксируется, во-первых, закономерно увеличивающимся в сторону кряжа Карпинского стратиграфическим диапазоном эрозии (нижняя пермь - верхний карбон - средний карбон) и, во-вторых, проявляющимся в этом же направлении постепенным «одревлением» толщ, характеризующихся чешуйчато-надвиговым строением.

Надвигообразование, по-видимому, осуществлялось в несколько этапов в поздней перми, триасе и, возможно, начале юры. Триасовая, а вероятно, и раннепермская деформация кряжа были связаны с коллизионными событиями на активной окраине океана Палеотетис. По всей периферии глубоководного бассейна формировались барьерные рифы, среди которых выделяются образования франско-визейского, визейско-башкирского и башкирско-артинского возраста. Массивы пористых рифовых известняков являются главными коллекторами гигантских нефтяных месторождений.

В пределах покровно-надвиговой зоны сейсморазведкой закартирован ряд крупных структур, отождествляемых с несколькими системами разновозрастных (девонских, каменноугольных, нижнепермских) высокоамплитудных органогенных построек, по-видимому, трассировавших границы неритовых и батиальных палеообластей. Интерпретация материалов сейсморазведки показала, что прогнозируемые органогенные постройки сложены породами верхнего девона - среднего карбона.

В формировании осадочного выполнения южной бортовой зоны важная роль принадлежала источникам сноса терригенного материала с кряжа Карпинского. Поступающие материалы выполняли не только периферийную часть древней глубоководной впадины. Они формировали и мощные клиноформы конусов выноса, заполняли неровности морского дна, в первую очередь межрифовые пространства в виде отдельных языков, представленных авандельтами, а также проникали в глубоководную часть залива.

Концепция поисковых работ на месторождения-сателлиты

Визейско-башкирский нефтегазоносный комплекс, несмотря на установленную высокую продуктивность (подтвержденную открытием уникального по запасам Астраханского ГКМ), в настоящее время остается недостаточно изученным в плане опоискования его периферийных частей и сопредельных территорий на предмет обнаружения месторождений-сателлитов в синхронных отложениях близкого либо сходного генезиса. В первую очередь это касается его северо-западной периферии, а также западной и южной частей Астраханского свода [1]. При проектировании ГРР на северо-западной периферии Астраханского свода, согласно точке зрения авторов [15], следует обратить особое внимание на возможность обнаружения здесь рифовых массивов типа «пинакл» (Н.Я. Кунин, 1988).

В этой части Астраханского карбонатного массива палеогеографическая обстановка раннепермского времени была благоприятна для их формирования [1]. При этом следует принять во внимание установленный факт, что такого типа ловушки (пинаклы раннепермского возраста) в настоящее время обнаружены на сопредельной территории Казахстана, в пределах аналогичной по своему генезису Тенгизско-Кашаганской внутрибассейновой платформы (рис. 6). Обзорную карту (с точки зрения зарубежных специалистов) Приморско-Эмбинской нефтегазоносной области (НГО), в пределах которой находится Тенгизско-Кашаганская платформа, можно посмотреть на рис. 7 и 8. На вышеназванную территорию (включая российскую часть Прикаспийской нефтегазоносной провинции) глазами российских геологов можно взглянуть на рисунках 9 (обзорная карта региона), а также 10 и 11.

Суммируя вышеизложенное, следует сделать вывод о необходимости принимать во внимание при проектировании ГРР, ориентированных на поиски месторождений-сателлитов Астраханского ГКМ, четыре фактора: тектонический, палеогеографический, фактор аналогии и статистический (вероятно стный).

Ниже приводится обоснование целесообразности использования данных факторов в порядке их предполагаемой значимости.

1. Тектонический фактор. Результаты исследований авторов [6], подтвержденные фактическими данными, позволяют сделать вывод о том, что образование и развитие гигантского Астраханского месторождения связано с движением флюидов по разломам, трассирующим надвиги кряжа Карпинского.

Рис. 6. Фациальный профильный разрез каменноугольных и нижнепермских отложений месторождения Тенгиз, Прикаспийская впадина (составлено по данным [14]):

1 - границы стратиграфических несогласий; фации: 2 - рифов (типа «пинакл» и биогермов),

3 - биостромов и органогенных банок, 4 - склона рифа, 5 - рифового шлейфа, 6 - открытого мелководного шельфа, 7 - отмелей, 8 - склона, 9 - конусов выноса; 10 - терригенно-карбонатные породы нижней перми;

11 - зона тектоно-эрозионных нарушений

Рис. 7. Приморско-Эмбинская

Рис. 8. Обзорная карта месторождений Кашаган-Тенгизской карбонатной внутрибассейновой платформы с нанесенными границами палеогеографических обстановок седиментации

Рис. 9. Обзорная карта Северо-Каспийского нефтегазоносного бассейна, включая сопредельную территорию суши Прикаспийской НГП

у т їй • '.'Ж*, (О» Ч 4 \ \ > > % Восточный Кашаган / " ^ 1!11 ^ ПОП-

IV —/ — -д |

Кёрог л ы-Ну бар

Чво

--*400 •^00 —^

>7* ( 1 /' / \ * ІҐ'Г'

\ і ^ • ч> і 1 ^ Л ] •чоо | | \ ~г

5 О 5 10 км

Рис. 10. Месторождения Группы Кашаган Южно-Эмбенской системы прогибов. Структурная карта по кровле карбонатов карбона-нижней перми

Рис. 11. Месторождения Группы Жамбай Южно-Эмбенской системы прогибов. Структурная карта по кровле карбонатов карбона-нижней перми

Согласно данным ООО «АстраханьНИПИгаз» (В.А. Григоров и др., 2000), результаты визуального изучения керна из интервала 4067-4072 м скв. 3 Еленовская демонстрируют приуроченность вскрытого разреза к зоне тектонического нарушения, что дает возможность предположить дизьюнк-тивно-пликативную модель строения структуры с развитием зон трещиноватости аналогично развитых в пределах Астраханского ГКМ.

Вышеназванные авторы отмечают, что с учетом данной информации необходимо также предположить доминирующую роль гравитационно-разломной тектоники в бортовых зонах Астраханского свода, к которой приурочена Еленовская структура. Не исключено, что последняя является одним из структурных элементов крупной валообразной структуры, осложняющей северо-восточный склон Астраханского свода в северном направлении. Не исключен вариант концентрического расположения ряда валообразных поднятий, контролирующих склоны Астраханского свода.

2. Палеогеографический фактор. Согласно данным палеогеографической реконструкции исследователей [1], на рубеже раннего и среднего девона из-за затухания вулканической деятельности и постепенного подъема уровня моря началось неравномерное погружение Юстинско-Астраханского блока. В результате этого над очагами раннедевонского вулканизма начали формироваться шапки органогенных карбонатных построек. Продукты их разрушения под влиянием абразии сносились автокинетическими потоками на склоны поднятия и в окружающий бассейн, где преобладала глинистая седиментация [1].

В живетское время, в процессе тельбесской фазы орогении, а также в связи с процессами конвергенции в пределах уральской континентальной окраины (С.В. Руженцев, С.Г. Самыгин, 2004) произошли новое воздымание и размыв Астраханского поднятия. В результате процессам эрозии были подвергнуты большая часть живетских и часть эйфельских отложений. Наибольшее поднятие и размыв испытала юго-западная часть Астраханского свода. Согласно мнению исследователей [1], возможно, это связано с процессами предрифтового аркогенеза Донбасс-Туарыкской зоны.

Осадконакопление возобновилось на рассматриваемой территории только в начале франского века позднего девона, в обстановке интенсивного погружения уровня палеоморя. Бассейн характеризовался застойным режимом, преобладало накопление битуминозных глинистых отложений (до-маниковские фации). В это же время, в начале франского века, на северной части Астраханского поднятия возникла относительно небольшая отмель субширотного простирания с карбонатной мелководно-обломочной седиментацией с отдельными биогермами и ракушняковыми банками [1].

Начиная с позднего франа, в фаменское время позднего девона и турнейский век каменноугольного периода, в обстановке постепенного понижения уровня моря и медленного погружения Астраханского внутрибассейнового поднятия, практически изолированного от поступления терригенного материала, происходило интенсивное накопление карбонатов на всей его территории. В результате поднятие постепенно превратилось во внутрибассейновую карбонатную столообразную платформу с четко выраженными склонами и выровненной абразией вершиной (ундотемом). При этом северный и южный склоны отличались крутизной, западный и восточный характеризовались переходом ундотема в клинотем. Этот временной интервал отличался максимальным развитием биостромовых и биогермных фаций. Продукты их разрушения отлагались в межрифовых пространствах, а также выносились на склоны платформы, формируя четко выраженные клинотемы [1].

В визейское время раннего карбона начался подъем уровня моря. Этот процесс привел к постепенному сокращению площади мелководной седиментации и областей, благоприятных для роста биогермов. В результате часть ундотема трансформировалась в верхний клинотем, а рельеф Астраханской карбонатной платформы приобрел ступенчатый характер. Наиболее интенсивно эти процессы проявились на западе и юго-востоке платформы. В строении карбонатной платформы этого времени авторами [1] выделяются верхний и нижний ундотем, также верхний и нижний клинотем. Следует также отметить, что биогермные постройки этого времени концентрировались преимущественно на северо-восточном краю верхнего ундотема и имели тенденцию проградировать в сторону нижнего клинотема западной части Астраханского поднятия. Последующая история развития имеет три характерных эпизода. Первый - кунгурский, в течение которого была сформирована мощная толща солей, являющихся хорошей покрышкой. Второй эпизод - это предъюрский этап активного воздыма-ния и глубокой эрозии. И, наконец, третий эпизод - этап предплиоценового падения уровня палеоморя и активной эрозии, в результате которой была выработана сеть глубоких каналов и врезов [1].

Учитывая вышеизложенное, прогнозировать обнаружение сателлитов АГКМ (исходя из палеогеографических критериев) следует на западном - юго-западном обрамлении АГКМ (особенно в правобережной части АГКМ), в зонах проградации верхнего ундотема в сторону нижнего клинотема (см. «языки проградации» на рис. 1).

3. Фактор аналогии. Как упоминалось выше, для обоснования успешности будущих ГРР относительно поисков сателлитов Астраханского ГКМ выбор геологических объектов-аналогов был осуществлен в пределах Тенгизско-Кашаганской внутрибассейновой платформы, аналогичной по своему генезису Астраханскому своду:

• Астраханское ГКМ - месторождение-аналог Кашаган (нефтегазовое);

• Алексеевское месторождение (сателлит Астраханского ГКМ) - месторождение-аналог Тенгиз (нефтяное), с теоретическим условием абстрагироваться от величины запасов УВ.

Генетическое сходство Астраханского и Тенгизо-Кашаганского карбонатных массивов (ранее -Тенгизский) было отмечено также казахскими геологами и геофизиками (рис. 12).

Рис. 12. Схема развития карбонатных массивов в подсолевом комплексе шельфа Северного Каспия (составлено по данным [16], а также по материалам из открытой публикации в профильных периодических изданиях Атырауской геофизической

экспедиции треста «Каспморнефтегаз-геофизразведка»):

карбонатные массивы: I - Астраханский, II - Жамбай, III - Кероглы, IV - Шабурбали-Жамихан, V - Приморский,

Ф

VI - Тенгиз;

<5>

5 - Королевская, 6 - Тенгиз, 7 - Тенгиз-море;

локальные рифогенные структуры: 1 - Имашевская, 2 - Алга, 3 - Жамбай-море, 4 - Тажигали,

граница зоны наибольшего прогибания подсолевого ложа:

глубинный разлом; линия профиля

8 - Заволжский прогиб, 9 - Атырауско-Западно-Каратонский прогиб;

Близкорасположенный карбонатный массив Жамбай не может быть использован в качестве полноценного аналога по своему современному состоянию изученности, так как его геологическое строение совершенно не освещено данными поисково-разведочного бурения. Сейсмогеологический разрез названного массива показан на рис. 13.

При этом следует отметить весьма высокую вероятность открытия в российском секторе Северного Каспия месторождения-сателлита вблизи массива Жамбай, на юго-восточной проградации Астраханского карбонатного массива в акваторию (см. рис. 12).

Мелкие сателлиты Кашагана. В пределах палеошельфа Северного Каспия к среднекаменноугольным карбонатным массивам серпуховско-окского возраста приурочено также нефтяное месторождения Королёвское. В каменноугольных отложениях открыто газонефтяное месторождение Тажигали, где нефтяная залежь с газовой шапкой связана с кавернозными известняками серпуховского и башкирского ярусов. Фонтанный приток нефти и газа из серпуховских отложений получен на площади Пустынный. Открытие промышленных залежей УВ на палеошельфе Северного Каспия подтверждает генетическую связь процесса рифтогенеза и крупных скоплений нефти и газа рифто-вых осадочных бассейнов, установленную авторами работ [2, 6, 8].

Рис. 13. Сейсмогеологический разрез через карбонатный массив Жамбай (составлено по данным [16]):

1 - отражающие горизонты; прогнозируемый состав пород: 2 - преимущественно карбонатный, 3 - органогенно-рифовый;

4 - глубинный разлом

Ниже приводится сводная аналитическая табл. 1, содержание которой иллюстрирует обоснованность выбора геологического объекта - аналога для обоснования методики поисков месторождения-сателлита Астраханского ГКМ в сопредельных районах в хроностратиграфических интервалах (нижнем и верхнем карбоне).

Таблица 1

Сравнительная таблица характеристических показателей для месторождений УВ - предполагаемых генетических аналогов

Показатели Месторождения УВ - предполагаемые аналоги

Территориальное районирование НГП Прикаспийская

НГО Астраханско-Калмыцкая Приморско-Эмбинская

Месторождение УВ Астраханское Алексеевское Кашаган Тенгиз

Тип флюида ГК ГК НГ Н

Тип коллектора органогенный карбонат органогенный карбонат органогенный карбонат органогенный карбонат

Тип залежи карбонатный массив внутри-бассейновой платформы периферийная био-гермная постройка обрамления карбонатного массива карбонатный массив внутрибассейновой платформы

высокоамплитудное рифогенное поднятие массивная, рифо-генного строения

Стратиграфическая приуроченность: период / эпоха / век средний карбон, башкирский нижний-средний карбон, серпуховский, башкирский Подсолевой палеозойский комплекс нижний карбон, серпуховский, окский

Глубина залегания, м 3880-4100 3850-4100 5000-5500 3800-5400

Ьэфф н/г-насыщ., м 40,21-94,0* 48, 29 200-350

Кг, Кн, доли единицы 0,828-0,885 0, 86 0, 82

Пластовое давление, МПа 60,64-61,06 61, 16 85, 0 84, 24

Пластовая температура, оС 110-112 114 105

АВС1 + С2 извлекаем. Г - газ, млрд м3 более 3 500 более 30** более 1 000 -

Н - нефть, млн т - - 4800-6000 более 750

Примечания:

* На участке ОПЭ эффективная газонасыщенная толщина варьирует в интервале 124-262 м. ** Вместе с Табаковской площадью.

Представляется вполне очевидным, что Тенгиз является для Кашагана таким же сателлитом, как Алексеевское - для Астраханского ГКМ, несмотря на то, что вышеназванные сателлиты несопоставимы по масштабам запасов УВ (что, в свою очередь, значительно повышает перспективы новых открытий в количественном аспекте). То есть планируемое к открытию месторождение-сателлит может быть только одно, но при этом весьма значительное по запасам.

Однако, на наш взгляд, весьма вероятным представляется открытие двух-трех новых месторождений-сателлитов, аналогично наличию у Кашагана (помимо Тенгиза) еще двух сателлитов, более близко расположенных - Кайрана и Актоты (см. рис. 7).

4. Статистический (вероятностный) фактор. Количественная оценка нефтегазоносного потенциала Каспийского региона выполнена сотрудниками Нижне-Волжского научно-исследовательского института геологии и геофизики (НВНИИГГ) с использованием технологии бассейнового анализа и программного комплекса Института нефти (Франция). В качестве фактографической базы использована четырехмерная модель Каспийского региона, составленная сотрудниками Геологического института Российской академии наук (ГИН РАН) [3].

Наиболее значимые результаты получены для Прикаспийской НГП. В результате бассейнового моделирования ее начальные суммарные ресурсы (НСР) определены в объеме около 70 млрд т у.т., что значительно выше предшествующих оценок. Чтобы определить степень доверия к полученному результату, следует учесть, что близкая оценка 67 млрд т у.т. (14 млрд т у.т. - в российской части провинции) дана специалистами ОАО «Лукойл».

К настоящему времени в Прикаспийской НГП разведано около 25 млрд т у.т. (геологические запасы), из них нефть и конденсат составляют около 45 %, извлекаемые запасы нефти - около 35 % (4 млрд т у.т. из 12).

Таким образом, в Прикаспийской НГП начальные ресурсы разведаны примерно на 30-35 %, неосвоенные ресурсы составляют около 40 млрд т у.т.

Неразведанный потенциал УВ показан в табл. 2.

Таблица 2

Неразведанный потенциал УВ

Нефтегазоносная провинция Нефть, Газ, Всего УВ, млрд т у.т.

Прикаспийская (в целом) 6,0 34,0 40,0

Прикаспийская (российская часть) 2,1 11,9 14,0

Использованный метод, безусловно, рассчитан на получение весьма приблизительных, ориентировочных результатов.

Но даже если допустить, что эти оценки завышены вдвое, неосвоенный потенциал остается очень значительным, сопоставимым с таковым Восточной Сибири, и превышает потенциал трех провинций европейской части Российской Федерации.

Вероятностные распределения месторождений по классам крупности заимствованы из работы Ю.А. Воложа и др. (2006) для всей Прикаспийской НГП и отдельно для ее западной российской части (Новиков и др., 2007) (табл. 3). Авторами [3] она дополнена двумя графами - количество открытых месторождений различного класса и количество неоткрытых месторождений и их перспективные ресурсы.

К первому классу может быть отнесено крупнейшее месторождение Кашаган с геологическими запасами около 10 млрд т у.т. Из трех месторождений второго класса выявлено пока одно -Астраханское ГКМ, из семи месторождений третьего класса (1-3 млрд т у.т.) известны три -Оренбургское, Тенгизское и Карачаганакское. К четвертому классу (от 0,3 до 1 млрд т у.т.) относится 17, установлены пока два - Жанажол, Каламкас. В пятом классе количество неоткрытых месторождений вдвое больше, чем в четвертом. Еще более значительное количество неоткрытых месторождений имеется и в остальных шестом-восьмом классах (от 100 до 600 в каждом). При распределении величины перспективных ресурсов наблюдается обратная картина. Минимальное количество (от 3,3 до 3,7 млрд т у.т.) приходится на месторождения седьмого и восьмого классов крупности,

среднее (от 5,4 до 6,9 млрд т у.т.) - на месторождения шестого, пятого и третьего классов и максимальное (от 8,2 до 10,9 млрд т у.т.) - на месторождения второго и четвертого классов.

Таблица 3

Прикаспийская НГП

Класс Среднее значение Ресурсы углеводородов в классе, млн т Теоретическое количество месторождений в классе Количество открытых месторождений Количество неоткрытых месторождений/ ресурсы

Номер Нижняя граница Верхняя граница

8 3 10 5.5 3759 686 ~70 616/3388

7 10 30 17 4699 271 ~50 221/3757

6 30 100 54 5874 107 6 101/5454

5 100 300 173 7342 42 5 (Каражанбас, Королевское, Кенкияк, Алибекмола, Урихтау, Коробковское) 37/6401

4 300 1000 547 9178 17 2 (Жанажол, Каламкас) 15/8205

3 1000 3000 1732 11472 7 3 (Карачаганакское, Тенгизское, Оренбургское) 4/6928

2 3000 10000 5477 14340 3 1 (Астраханское) 2/10954

1 10000 30000 17320 10000 1 1 (Кашаган) 0

Как показывает ретроспективный анализ результатов ГРР, проведенных в пределах изучаемой территории, уникальные и крупнейшие месторождения (т.е. первого, второго и третьего классов) выявлены только в подсолевом - докунгурском комплексе. С ним связаны и крупные месторождения четвертого и пятого классов. Хотя среди них известны и единичные месторождения, приуроченные к юрско-меловому комплексу. Подавляющее количество открытых средних (шестой, седьмой и восьмой классы) месторождений приурочено к юрско-меловому и верхнепермско-триасовому комплексам. В плиоцен-четвертичном комплексе пока обнаружены только мелкие месторождения.

В докунгурской флюидогеосистеме преобладают залежи, сосредоточенные в структурных, комбинированных структурно-литологических и структурно-тектонических ловушках, а также в резервуарах массивного типа (рис. 14). При этом все уникальные и крупнейшие месторождения, за исключением одного Оренбургского, связаны с резервуарами массивного типа и приурочены к структурам седиментационного генезиса - внутрибассейновым карбонатным платформам. Для них характерны значительные (сотни метров) высоты (например, на Карачаганакском месторождении -более 1600 м), уникально высокое (более 400 г/м3) содержание конденсата в газах, аномально высокие концентрации сероводорода в карбонатных коллекторах (от 4 до 24 %). Пример Оренбургского месторождения показывает, что и такие «классические» объекты, как антиклинальные структуры, зоны стратиграфического срезания и выклинивания, если они имеют значительную протяженность и амплитуду, могут быть не менее привлекательными.

Таким образом, опыт предшествующих работ, а также результаты статистического анализа вероятностного распределения по классам крупности структур-ловушек УВ остаточных прогнозных ресурсов Прикаспийской НГП позволяют назвать два эффективных направления поисковоразведочных работ при разведке докунгурского (подсолевого) комплекса, безусловно, наиболее перспективного в Прикаспийской НГП.

На первом месте, по нашему мнению, по-прежнему остается «карбонатное» направление. Данный постулат подтверждается точкой зрения авторов [3], а также результатами исследований казахских геологов на сопредельной территории (см. рис. 14). Суть этого направления - поиски внутрибассейновых карбонатных платформ. Задача, однако, может (в самом ближайшем будущем) быть переориентирована и на поиски погребенных карбонатных массивов ранне-среднедевонского возраста. Наличие таких массивов прогнозируется в пределах восточной периферии Астраханского свода на глубинах 5,0-7,5 км.

Реальность существования таких массивов доказана результатами бурения скв. 1-Бактыгарын на Темирском своде. При повторной обработке материалов прошлых лет аналогичный массив установлен в основании Астраханской внутрибассейновой платформы (рис. 15). Рядом с Тенгизом (к востоку от него) вскрыта девонская карбонатная постройка с нефтью. Не исключено, что она является частью выделявшегося ранее Южно-Мунайбайского массива.

изогипсы поверхности фундамента основные разломы

карбонатные платформы:

I - Карачаганакская;

II - Темирская;

III - Жанажольская;

IV - Южно-Эмбинская;

V - Тенгиз-Кашаганская;

VI - Астраханская

постседиментационные надвиги

> ' " конседиментационные надвиги

главные коллизионные структуры

Месторождения:

А нефтяные;

А нефтегазоконденсатные; А газовые

Рис. 14. Схема размещения карбонатных платформ Прикаспийской впадины

КМ

Рис. 15. Региональный глубинный сейсмогеологический разрез через нижне-среднедевонский массив в основании Астраханской внутрибассейновой карбонатной платформы (составлено по данным [1]):

ІП, Б, ІІП1, IIП - отражающие горизонты

Вторым по значению, согласно нашему прогнозу, следует рассматривать направление, связанное с поиском крупных высокоамплитудных структур, осложняющих Астраханско-Актюбинскую зону поднятий. Примером такого типа структур является Еленовско-Шортамбайский вал, который впервые был выделен по региональным профилям X, XV, I, отработанным НПО «Спецгеофизика» (Ю.А. Волож и др., 1987). Он простирается в северо-западном направлении вдоль северо-восточного склона Астраханского карбонатного массива, на расстоянии более 80 км от берега Каспийского моря на юге до Еленовской площади на севере. В тектоническом отношении этот вал является структурой второго порядка, которая в совокупности со структурами одного с ним порядка (поднятиями Правобережным, Октябрьским, Новобогатинским, Кошалакским, Мынтобинским и др.) формирует Актюбинско-Астраханскую систему поднятий, разделяющую Центрально-Прикаспийскую депрессию и Тугаракчанский трог (раннепалеозойская впадина предположительно рифтогенного типа) (рис. 16, 17). В силу этого обстоятельства Еленовско-Шортамбайский вал следует рассматривать в ряду высокоперспективных объектов. Его ресурсный потенциал составляет, согласно экспертной оценке (Ю.А. Волож и др., 2006), не менее 1 млрд т у.т.

Вышеназванное направление ГРР отмечено как весьма перспективное целым рядом исследователей [1 и 3].

Рис. 16. Структурная карта Еленовско-Шортанбайского вала и его обрамления по отражающему горизонту ІІП (додевонская поверхность) (составлено по данным [1]):

1 - изогипсы глубин кровли додевонского комплекса, км; 2 - разрывные нарушения; 3 - контур Астраханского карбонатного массива; 4 - линии сейсмических профилей, по которым выделен Еленовско-Шортанбайский вал

Рис. 17. Глубинный динамический разрез по линии профиля Р1003 через Еленовско-Шортанбайский вал и его геологическая интерпретация, демонстрирующая геологическое строение подсолевых горизонтов с учетом развития триасовых солей [1]. Розовым цветом показана соленосная толща. Положение линии профиля см. на рис. 16

Список литературы

1. Антипов М.П. Астраханский карбонатный массив: строение и нефтегазоносность / М.П. Антипов, Ю.А. Волож, А.Н. Дмитриевский, Т.П. Хераскова, В.С. Парасына, А.К. Токман, О.В. Тинакин, А.Ф. Ильин, А.Я. Бродский, В.М. Глоговский, Р.Б. Сапожников. - М.: Научный мир, 2008.

2. Воронин Н.И. Нефтегазоносность девон-нижнекаменноугольного комплекса Астраханского свода / Н.И. Воронин, В.П. Орлов // Геология нефти и газа. - 1999. - № 2.

3. Волож Ю.А. О стратегии очередного этапа нефтепоисковых работ в Прикаспийской нефтегазоносной провинции / Ю.А. Волож, А.Н. Дмитриевский, Ю.Г. Леонов, Н.В. Милетенко, Л.И. Ровнин // Геология и геофизика. - Т. 50. - 2009. - № 4.

4. Волож Ю.А. Строение кряжа Карпинского / Ю.А. Волож, М.П. Антипов, Ю.Г. Леонов, А.Ф. Морозов, Ю.А. Юров // Геотектоника. - 1999. - № 1.

5. Волчегурский Л.Ф. Эволюция Прикаспийского бассейна в среднем и позднем палеозое / Л.Ф. Волчегурский, Т.В. Владимирова, И.Н. Капустин, Л.М. Натапов // Отечественная геология. -1995. - № 2.

6. Дмитриевский А.Н. Новые идеи формирования Астраханского газоконденсатного гиганта / А.Н. Дмитриевский, И.Е. Баланюк, А.В. Каракин, М.И. Лоджевская, Ю.А. Повещенко // Сб. научн. трудов. - М.: РГУНГ им. И.М. Губкина, 2001.

7. Дмитриевский А.Н. Флюидодинамическая модель формирования залежей углеводородов в зоне коллизии литосферных плит / А.Н. Дмитриевский, И.Е. Баланюк, А.В. Каракин, Ю.А. Повещенко, Л.И. Лобковский // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. - 1997. -№ 3.

8. Дмитриевский А.Н. Механизм образования залежей углеводородов / А.Н. Дмитриевский, И.Е. Баланюк, А.В. Каракин, Ю.А. Повещенко, М.И. Лоджевская // Газовая промышленность. -1999. - № 8.

9. Дмитриевский А.Н. Актуальные проблемы нефтегазоносности Астраханского свода и пути их решения / А.Н. Дмитриевский, А.В. Каракин, И.Е. Баланюк // Доклады РАН. - 2000. - Т. 374.

10. Дмитриевский А.Н. Автоколебательная модель формирования месторождений-гигантов на примере Астраханского месторождения / А.Н. Дмитриевский, Ю.А. Волож, И.Е. Баланюк, А.В. Каракин // Доклады РАН. - 2001. - Т. 375.

11. Зоненшайн Л.П. Тектоника литосферных плит территории СССР / Л.П. Зоненшайн, М.И. Кузьмин, Л.М. Натапов. - Т. 1. - М.: Недра, 1990.

12. Иванов Ю.А. Перспективы открытий крупных скоплений углеводородов в Российской части Прикаспийской впадины / Ю.А. Иванов // Геология нефти и газа. - 2003. - № 5.

13. Каракин А.В. Модель движения флюидов за геологические отрезки времени / А.В. Каракин // Математическое моделирование. - Т. 2. - 1990. - № 3.

14. Кирюхин Л.Г. Нефтегазоносность глубокопогруженных отложений Восточно-Европейской платформы / Л.Г. Кирюхин, И.Н. Капустин, М.И. Лоджевская и др.. - М.: Недра, 1993.

15. Кузнецов В.Г. О некоторых терминах карбонатной седиментологии / В.Г. Кузнецов // Бюлл. Московского общества испытателей природы. Отдел геологии. - Т. 77. - Вып. 3. - 2002.

16. Мурзагалиев Д.М. Подсолевые карбонатные резервуары на шельфе Северного Каспия и перспективы их нефтегазоносности / Д.М. Мурзагалиев // Геология нефти и газа. - 1995. - № 2.