Министерство энергетики и минеральных ресурсов Республики Казахстан Комитет геологии и охраны недр Национальная Академия наук Республики Казахстан Институт геологических наук им. К.И. Сатпаева ■ • ■ ■ ■ :■ '•-. ГЛУБИННОЕ СТРОЕНИЕ И МИНЕРАЛЬНЫЕ РЕСУРСЫ КАЗАХСТАНА НЕФТЬ И ГАЗ Том третий Алматы, 2002 УДК 553.98.044 (574) ББК 26.325.3 Г 55 Редакционный совет: С.Ж. Даукеев, Б.С. Ужкенов, А.А. Абдулин, Х.А. Беспаев, Э.С. Воцалевский, В.Н. Любецкий, А.К. Мазуров, Л.А. Мирошниченко. Авторы: Г 55 часть 1 "Западный Казахстан" - С.Ж. Даукеев, Э.С. Воцалевский, ДА. Шлыгин, В.М. Пилифосов часть 2 "Восточный Казахстан" - С.Ж. Даукеев, Э.С. Воцалевский, при участии ДА. Шлыгина, В.М. Пилифосова, Х.Х. Парагульгова, В.П. Коломийца, В.П. Комарова ГЛУБИННОЕ СТРОЕНИЕ И МИНЕРАЛЬНЫЕ РЕСУРСЫ КАЗАХСТАНА. В 3 томах. Том 3. НЕФТЬ И ГАЗ, Алматы, 2002 г., 248с. ISBN 9965-13-760-9 Книга является завершающей монографической сводкой, составляющей часть комплексных исследований глубинного геологического строения и закономерностей размещения минеральных ресурсов Казахстана. В книге приведена геолого-геофизическая характеристика осадочных бассейнов Казахстана и обоснованы закономерности распределения нефтегазоносности. По каждому осадочному бассейну дается литологостратиграфическая характеристика разреза осадочного чехла, в том числе подразделение его на толщи-резервуары, толщи-покрышки, нефтегазоносные и перспективно-нефтегазоносные комплексы; структурно-тектонические особенности бассейнов на различных стратиграфических уровнях с итоговыми схемами структурно-тектонического районирования; геохимические параметры осадочного чехла и биомаркеры в нефтях; обоснование основных генерационных толщ, зон генерации и аккумуляции углеводородов; особенности нефтегазоносности разреза, закономерности пространственного распределения нефтегазоносности; комплексное нефтегазогеологическое районирование. Книга представляет собой детальную объяснительную записку к "Карте прогноза нефтегазоносности Казахстана" и является первой полной сводкой, в которой систематизированы и обобщены геолого-геофизические и геохимические материалы для обоснованной оценки перспектив нефтегазоносности всех осадочных бассейнов Казахстана.Учитывая принятое в нефтегазогеологическом районировании подразделение Казахстана на Западный и Восточный Казахстан, настоящая книга подразделена на две части: часть 1 - "Западный Казахстан", часть 2 "Восточный Казахстан". ББК26.325.3 г1804060200 1 00(05)-02 ISBN 9965-13-760-9 © РГП "Информационно-аналитический центр геологии и минеральных ресурсов Республики Казахстан" ОТ РЕДАКЦИОННОГО СОВЕТА Казахстан во всем мире воспринимается как государство с крупным минерально-сырьевым комплексом и большими перспективами его дальнейшего развития. Природные богатства остаются для Республики основой экономики, в связи с чем стратегия развития минерально-сырьевых ресурсов должна базироваться как на рациональном использовании выявленных минеральных ресурсов, так и на их непрерывном восполнении. В 1995 г. Институтом геологических наук Национальной Академии и Комитетом геологии и охраны недр Министерства энергетики и минеральных ресурсов была составлена программа многолетних (1995-2002 гг.) совместных исследований по проблеме "Минеральные ресурсы Казахстана". Основная цель и задачи исследований - на базе комплексного анализа материала с учетом мировых достижений в области геодинамики, формирования и размещения полезных ископаемых произвести районирование территории Казахстана по глубинному строению, геодинамике развития и минерагении, на основе прогнозных построений определить перспективы и направление работ в области развития минерально-сырьевой базы Республики. Результаты исследований изложены в серии справочников, монографий и разномасштабных карт. Началом серии (1995-1996 гг.) послужило составление и издание Атласа "Минеральные ресурсы Казахстана" из 14 карт, содержащих информацию по 1620 месторождениям топливно-энергетического сырья, цветных, черных и редких металлов, горно-химического и горнорудного сырья, элементам-спутникам, техногенному сырью, гидрохимическим аномалиям нефтегазоносных провинций. Каждая карта имеет самостоятельное значение и может рассматриваться в качестве основы при анализе состояния и перспектив развития минерально-сырьевых ресурсов; изданы на русском и английском языках. Большая работа (1997-2001 гг.) выполнена по составлению в серии из 30 томов справочников "Месторождения полезных ископаемых Казахстана", содержащих сведения по 6 796 объектам рудных и нерудных полезных ископаемых, нефти и газа, углей и подземных вод. Фактический материал изложен на 4016 стр. текста с 1495 графическими приложениями. Справочники содержат информацию о месторождениях и рудопроявлениях практически всех видов полезных ископаемых, выявленных в Казахстане. В 2000 г. серия была дополнена картами: Глубинного тектонического строения, Минерагенической, Прогноза нефтегазоносности Казахстана, выполненных в масштабе 1:2 500 000. Карты составлены на современной геодинамической основе, с новыми методологическими подходами в интерпретации глубинного строения, минерагении (включая нефть и газ) и прогноза. По информативности каждая карта имеет самостоятельное значение; изданы на русском и английском языках. Завершают (2002 г.) серию три тома монографии "Глубинное строение и минеральные ресурсы Казахстана". В томе "Глубинное строение и геодинамика Казахстана" на основе современных материалов раскрыто глубинное строение, выделены главные тектонотипы структур, дана геодинамика их развития с позиций плитной и плюмовой тектоники, произведено тектоническое районирование, выделены структуры, влияющие на формирование и размещение полезных ископаемых. В томе "Металлогения Казахстана" фактический материал анализируется на базе геодинамических обстановок формирования металлогенических комплексов, прослежена эволюция оруденения на разных стадиях формирования рудоносных структур, установлены особенности образования и закономерности размещения месторождений с промышленным оруденением, произведено металлогеническое районирование и перспективные оценки на приоритетные полезные ископаемые. В томе "Нефть и газ" на основе современных представлений о тектоническом строении нефтегазоносных бассейнов, геолого-геофизических и геохимических данных рассмотрены особенности строения и закономерности формирования месторождений нефти и газа, даны перспективные оценки основным нефтегазоносным комплексам. Работы серии "Минеральные ресурсы Казахстана" представляют интерес для широкого круга специалистов, занимающихся научной и производственной деятельностью в области глубинного строения и геодинамики, поисков, разведки и разработки месторождений полезных ископаемых, прогноза и перспективных оценок развития минеральносырьевой базы Республики. Они являются важным пособием при обучении студентов профильных вузов, а также имеют широкую коммерческую привлекательность. 3 СОДЕРЖАНИЕ ВВЕДЕНИЕ ................................................................................................................................................................ 7 ЧАСТЬ 1 - ЗАПАДНЫЙ КАЗАХСТАН ОСНОВНЫЕ ПРИНЦИПЫ ПОСТРОЕНИЯ КАРТЫ ПРОГНОЗА НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ КАЗАХСТАНА ............................................................................................................ 8 ОСАДОЧНЫЕ БАССЕЙНЫ КАЗАХСТАНА И ИХ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ ............................................... 12 ПРИКАСПИЙСКАЯ НЕФТЕГАЗОНОСНАЯ ПРОВИНЦИЯ ........................................................................... 12 Литолого-стратиграфическая характеристика осадочного чехла ........................................................................14 Северо-Западная область.........................................................................................................................................15 Центрально-Прикаспийская область ......................................................................................................................17 Астраханско-Актюбинская область .................................................................................................................. :.... 19 Заволжско-Предуральская область .........................................................................................................................24 Надсолевой мегакомплекс .......................................................................................................................................29 Сейсмостратиграфическая характеристика ...........................................................................................................30 Принципы установления возрастных и литолого-стратиграфических характеристик ......................................30 Сейсмостратиграфия подсолевых отложений .......................................................................................................33 Региональные реперы, сейсмогеологические этажи, сейсмокомплексы ............................................................33 Схема сейсмогеологического районирования .......................................................................................................34 Характеристика подсолевых отложений сейсмогеологических областей и зон (СГО и СГЗ) ..........................34 Сейсмостратиграфия надсолевых отложений ...................................................................................................... 36 Структурно-тектоническая характеристика ......................................................................................................... 40 Структурно-тектоническое районирование поверхности фундамента .............................................................. 42 Структурно-тектоническое районирование эйфельско-нижнефранского комплекса....................................... 44 Структурно-тектоническое районирование верхнефранско-московского комплекса ...................................... 44 Структурно-тектоническое районирование касимовско-артинского комплекса .............................................. 47 Структурно-тектоническое районирование мезозойского комплекса ............................................................... 47 Характеристика месторождений и закономерностей распределения нефтегазоносное™ ........................... 51 Северо-Западная область ........................................................................................................................................ 52 Центральная область ............................................................................................................................................... 52 Астраханско-Актюбинская область ....................................................................................................................... 56 Заволжско-Предуральская область ........................................................................................................................ 63 Геохимическая характеристика нефтей, генетическая типизация и районирование ........................................ 69 Общая характеристика нефтей .............................................................................................................................. .69 Типизация и особенности распространения нефтей различных генетических типов ...................................... 71 Вероятные нефтегазоматеринские комплексы ..................................................................................................... 77 Особенности нефтегазоносности осадочного чехла ............................................................................................ 86 Подсолевой (докунгурский) мегакомплекс ......................................................................................................... 86 Надсолевой мегакомплекс ...................................................................................................................................... 97 Нефтегазогеологическое районирование ............................................................................................................ 100 СЕВЕРО-КАВКАЗСКО-МАНГЫШЛАКСКАЯ НЕФТЕГАЗОНОСНАЯ ПРОВИНЦИЯ .............................. 101 Литолого-стратиграфическая характеристика осадочного чехла ..................................................................... 101 Мангышлакская НГО ............................................................................................................................................ 103 Западно-Мангышлакско-Прикумская НГО ......................................................................................................... 105 Прикарабогазский район ....................................................................................................................................... 105 4 Сейсмостратиграфическая характеристика ........................................................................................................... 105 Краткая структурно-тектоническая характеристика ............................................................................................. НО Структурно-тектоническое районирование фундамента ..................................................................................... ПО Структурно-тектоническое районирование триасовых отложений ..................................................................... 112 Структурно-тектоническое районирование юрских отложений .......................................................................... 114 Структурно-тектоническое районирование мел-палеогеновых отложений........................................................ 114 Характеристика месторождений и закономерности распределения нефтегазоносности ................................... 116 Мангышлакская НГО .............................................................................................................................................. 116 Западно-Мангышлакско-ПрикумскаяНГО ........................................................................................................... 118 Прикарабогазский район ....................................................................................................................................... 121 Геохимическая характеристика нефтей, генетическая типизация и районирование .......................................... 125 Общая характеристика нефтей ............................................................................................................................... 125 Генетическая принадлежность нефтей................................................................................................................... 126 Вероятные нефтегазоматеринские комплексы ..................................................................................................... 130 Термическая зрелость мезозойских пород............................................................................................................ 132 Особенности нефтегазоносности осадочного чехла ............................................................................................ 133 Нефтегазогеологическое районирование .............................................................................................................. 136 СЕВЕРО-УСТЮРТСКАЯ НЕФТЕГАЗОНОСНАЯ ОБЛАСТЬ .............................................................................. 138 Литолого-стратиграфическая характеристика осадочного чехла ........................................................................ 138 Сейсмостратиграфическая характеристика ........................................................................................................... 141 Структурно-тектоническая характеристика ........................................................................................................... 141 Районирование пермотриасового комплекса ....................................................................................................... 144 Районирование юрского комплекса....................................................................................................................... 146 Районирование нижнемеловых отложений ........................................................................................................... 146 Характеристика месторождений и закономерности распределения нефтегазоносности ................................... 149 Геохимическая характеристика нефтей, генетическая типизация и районирование .......................................... 151 Общая характеристика нефтей ............................................................................................................................... 154 Генетическая принадлежность нефтей ................................................................................................................... 155 Вероятные нефтегазоматеринские комплексы ..................................................................................................... 158 Особенности катагенеза рассеянного органического вещества ........................................................................... 158 Закономерности пространственного размещения месторождений нефти и газа ............................................... 160 Нефтегазогеологическое районирование .............................................................................................................. 161 ЧАСТЬ 2 - ВОСТОЧНЫЙ КАЗАХСТАН АРАЛО-ТУРГАЙСКАЯ НЕФТЕГАЗОНОСНАЯ ПРОВИНЦИЯ ..................................................................... 163 Аральская нефтегазоносная область .................................................................................................................... 163 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза ....................................................................................... 163 Сейсмогеологическая характеристика ................................................................................................................. 165 Краткая структурно-тектоническая характеристика .......................................................................................... 166 Нефтегазоносность, геохимические и гидрогеологические параметры осадочного чехла ............................ 166 Нефтегазогеологическое районирование ............................................................................................................ 168 Тургайская нефтегазоносная область .................................................................................................................. 169 Северо-Тургайский район ..................................................................................................................................... 170 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза ....................................................................................... 170 Сейсмогеологическая характеристика разреза.................................................................................................... 176 Краткая структурно-тектоническая характеристика .......................................................................................... 176 Нефтегазоносность, геохимические параметры осадочного чехла ................................................................... 178 Нефтегазогеологическое районирование ............................................................................................................. 181 Южно-Тургайский нефтегазоносный район........................................................................................................ 181 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза ....................................................................................... 182 Сейсмогеологическая характеристика разреза .................................................................................................... 185 Краткая структурно-тектоническая характеристика .......................................................................................... 185 Характеристика месторождений и закономерности распределения нефтегазоносности ................................ 189 Геохимическая характеристика разреза ............................................................................................................... 194 Нефтегазогеологическое районирование ............................................................................................................. 196 ТЕНИЗ-ЧУЙСКАЯ НЕФТЕГАЗОНОСНАЯ ПРОВИНЦИЯ .............................................................................. 196 Тенизская перспективно-газоносная область ...................................................................................................... 196 5 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза.......................................................................................... 198 Сейсмогеологическая характеристика разреза ..................................................................................................... 199 Краткая структурно-тектоническая характеристика .............................................................................................. 199 Нефтегазоносность, геохимические параметры разреза ...................................................................................... 200 Чу-Сарысуйская газоносная область ..................................................................................................................... 201 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза.......................................................................................... 201 Краткая сейсмогеологическая характеристика разреза ........................................................................................ 206 Структурно-тектоническая характеристика ........................................................................................................... 207 Характеристика месторождений и закономерности распределения газоносности............................................ 208 Нефтегазогеологическое районирование .............................................................................................................. 215 ЗАПАДНО-СИБИРСКАЯ НЕФТЕГАЗОНОСНАЯ ПРОВИНЦИЯ (КАЗАХСТАНСКАЯ ЧАСТЬ).................................................................................................................................. 215 Прииртышская перспективно-нефтегазоносная область ...................................................................................... 215 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза ......................................................................................... 217 Сейсмостратиграфическая характеристика ........................................................................................................... 218 Структурно-тектоническая характеристика поверхности фундамента................................................................. 218 Структурно-тектоническое районирование промежуточного комплекса ........................................................... 219 Структурно-тектоническое районирование платформенного чехла .................................................................... 219 Нефтегазоносность, геохимические параметры разреза ...................................................................................... 221 Вероятные нефтегазоматеринские комплексы ..................................................................................................... 222 Вероятные зоны нефтегазогенерации ................................................................................................................... 222 Вероятные зоны нефтегазонакопления .................................................................................................................. 222 АЛАКОЛЬ-ИЛИЙСКАЯ ПЕРСПЕКТИВНО-НЕФТЕГАЗОНОСНАЯ ПРОВИНЦИЯ ............................................ 223 Илийская перспективно-нефтегазоносная область ............................................................................................... 224 Балхашская перспективно-газоносная область ..................................................................................................... 226 Алакольская перспективно-газоносная область .................................................................................................... 226 ЗАЙСАНСКАЯ ПЕРСПЕКТИВНО-НЕФТЕГАЗОНОСНАЯ ОБЛАСТЬ ................................................................. 231 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза ......................................................................................... 231 Сейсмогеологическая характеристика разреза ..................................................................................................... 233 Структурно-тектоническая характеристика ........................................................................................................... 233 Структурно-тектоническая районирование поверхности фундамента ................................................................ 233 Структурно-тектоническое районирование промежуточного комплекса ........................................................... 235 Структурно-тектоническое районирование платформенного чехла.................................................................... 235 Нефтегазоносность, геохимические параметры разреза ...................................................................................... 237 Вероятные нефтегазопроизводящие комплексы ................................................................................................... 237 Вероятные зоны нефтегенерации .......................................................................................................................... 237 Вероятные зоны нефтегазонакопления .................................................................................................................. 238 СРЕДНЕСЬ1РДАРЬИНСКАЯ ПЕРСПЕКТИВНО-ГАЗОНОСНАЯ ОБЛАСТЬ ........................................................ 238 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза ......................................................................................... 239 Сейсмогеологическая характеристика разреза ..................................................................................................... 243 Структурно-тектоническая характеристика ........................................................................................................... 243 Нефтегазоносность, геохимические параметры разреза ...................................................................................... 246 Геохимическая характеристика разреза ................................................................................................................. 246 Нефтегазогеологическое районирование .............................................................................................................. 246 ЗАКЛЮЧЕНИЕ ........................................................................................................................................................ 247 6 ВВЕДЕНИЕ Состояние и перспективы развития нефтегазового сектора Казахстана относятся к стратегически важным элементам экономики Республики. Являясь одним из старейших нефтедобывающих районов мира, Казахстан обладает в то же время крупнейшими не реализованными прогнозными ресурсами углеводородов для дальнейшего расширения и укрепления сырьевой базы нефтедобывающей, нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности. В первую очередь это относится к Казахстанскому сектору акватории Каспийского моря, в том числе его Прикаспийской, Бузачинской и Южно-Мангышлакской зонам. Высокая вероятность новых значительных открытий сохраняется в сухопутной части Прикаспийской впадины и в акватории Аральского моря. Сохраняется также вероятность открытия новых месторождений нефти и газа в других осадочных бассейнах как с доказанной, так и недоказанной промышленной нефтегазоносностью. В совокупности с разведанными запасами эти прогнозные оценки свидетельствуют о крупном нефтегазовом потенциале Казахстана, уже сегодня занимающим заметное место среди нефтегазодобывающих стран мира. Следует отметить, что при общей благоприятной оценке Республики в качестве страны с крупнейшим нефтегазовым потенциалом, существуют различные точки зрения специалистов-геологов на перспективы осадочных бассейнов. В отношении качественных оценок перспектив нефтегазоносности на региональном и зональном уровнях это связано с различными методологическими подходами к нефтегазо-геологическому районированию конкретных осадочных бассейнов - т.е. дифференциации их на отдельные области и зоны с различной степенью перспективности, обоснованной на базе комплекса факторов, контролирующих нефтегазоносность недр. В отношении количественных оценок на локальном уровне расхождения, как правило, связаны с недостаточным учетом неблагоприятных горно-геологических параметров резервуаров и характера заполнения углеводородами их емкостно-фильтрационного пространства. На зональном уровне различия в количественных оценках прогнозной доли нефтегазового потенциала обычно связаны с недостаточно обоснованными представлениями о закономерностях формирования и пространственного размещения месторождений и зон нефтегазонакопления в пределах осадочных бассейнов и нефтегазоносных областей. Наиболее полные научно-исследовательские работы по нефтегазогеологическому районированию территории и экваториальных частей Каспийского и Аральского морей в пределах Казахстанских секторов последний раз были выполнены в 1988 году. В 90-х годах были накоплены новые геолого-геофизические и геохимические материалы, уточняющие геологическое строение отдельных бассейнов и степень их перспективности на нефть и газ. Стала совершенно очевидной необходимость существенной корректировки имевшихся представлений о качественной и количественной оценках нефтегазоносного потенциала Казахстана с учетом новых геолого-геофизических и геохимических материалов, на базе современных геологических концепций формирования осадочных бассейнов и их нефтегазоносности. По заданию бывшего министра геологии РК С.Ж. Даукеева анализ осадочных бассейнов был начат в Институте геологических наук в 1995 году. Работа под общим названием "Научное обоснование потенциала нефтегазоносности осадочных бассейнов Казахстана и стратегии развития нефтегазовой отрасли" предусматривала поэтапные комплексные исследования геологии и нефтегазоносности осадочных бассейнов Восточного и Западного Казахстана с научно обоснованной качественной и количественной оценками перспектив их нефтегазоносности. Конечным результатом работы предусматривалась подготовка и издание новой "Карты прогноза нефтегазоносности Казахстана", а также Объяснительной записки к ней, обосновывающей принципы построения карты и закономерности размещения месторождений нефти и газа. Научные отчеты по осадочным бассейнам Восточного и Западного Казахстана были выполнены в предусмотренные сроки и переданы "Заказчику". Они включали в себя отчеты по Прикаспийской впадине; Северному Устюрту и полуострову Бузачи; Южному Мангышлаку, Каспийскому морю, Аральскому морю, Павлодарскому Прииртышью; Зайсанской, Алакольской и Илийской впадинам; Тургаю; Шу-Сарысуйской и Те-низской впадинам. На базе этих разработок в 2000 г. была подготовлена и издана новая "Карта прогноза нефтегазоносности Казахстана", которая демонстрировалась на Международном геологическом конгрессе в Бразилии. Завершающим этапом работ является настоящая монография, представляющая собой детальную Объяснительную записку к указанной карте, обосновывающую геолого-геофизические модели осадочных бассейнов, их нефтегазовые системы и закономерности размещения месторождений нефти и газа. Объяснительная записка к Карте прогноза нефтегазоносности по Западному Казахстану подготовлена Даукеевым С.Ж., Воцалевским Э.С., Шлыгиным Д.А., Пилифосовым В.М., а по Восточному Казахстану -Даукеевым С.Ж. и Воцалевским Э.С. , при участии Парагульгова Х.Х. по Тургайскому, Чу-Сарысуйскому и 7 Среднесырдарьинскому бассейнам, а также Шлыгина Д.А., Пилифосова В.М., Коломийца В.П. и Комарова В.П. по группе других бассейнов. В работе по подготовке и анализу геолого-геофизических материалов по различным осадочным бассейнам также принимали участие сотрудники Института Шлыгина Т.М., Маташев М.М., Азербаев Н.А., Кува-нышев М.А., Тетюхина Е.Н., Азизов Т.М., Марфенкова М.М., Радченко Г.А. В оформлении и технической подготовке материалов принимали участие Медведева Р.Т., Гуманюк Н.Н., Кожахметов Б.Т., Журавлева Л.В., Калиева А.Х., Найдина Н.Д. Авторы считают необходимым подчеркнуть, что обобщение материалов по осадочным бассейнам Казахстана стало возможным благодаря огромной базе данных, созданной трудом сотен тысяч специалистов, занимавшихся на протяжении предшествующих десятилетий изучением недр Республики. ЧАСТЬ 1 - ЗАПАДНЫЙ КАЗАХСТАН ОСНОВНЫЕ ПРИНЦИПЫ ПОСТРОЕНИЯ КАРТЫ ПРОГНОЗА НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ КАЗАХСТАНА Научно-исследовательские работы по переоценке прогнозных ресурсов крупных территорий проводились регулярно в СССР, в том числе и в Казахстане до 1988 года. Подобные работы в Республике начали интенсивно развиваться с начала 60-х годов, т.е. с периода открытия первой большой нефти на Южном Мангышлаке. Методология качественной и количественной оценок перспектив нефтегазоносности осадочных бассейнов Казахстана длительное время совершенствовалась в направлении детальности нефтегазогеологического районирования и повышения достоверности выделения зон нефтегазонакопления - как главных объектов прогноза и главных поисковых объектов внутри осадочного бассейна. По мере повышения степени геолого-геофизической изученности и развития геологической науки расширялся комплекс факторов, используемых при обосновании нефтегазогеологического районирования - т.е. решения конечной задачи качественной оценки перспектив нефтегазоносности. Как отмечалось выше, переоценка прогнозных ресурсов нефти и газа Казахстана последний раз производилась в 1988 году. Необходимо отметить ряд важных моментов, повлиявших на необходимость корректировки существовавших к концу 80-х годов представлений о качественных и количественных параметрах нефтегазоносности Казахстана. К ним следует отнести получение принципиально новых материалов о внутренней структуре карбонатных платформ Прикаспия, что стало возможным благодаря применению современной трехмерной сейсморазведки. Важное значение имело также дальнейшее изучение сейсморазведкой акватории Каспийского моря, что позволило уточнить границы прогнозируемых зон нефтегазонакопления и выявить группу перспективных локальных объектов внутри этих зон. Принципиальное значение для корректировки перспектив нефтегазоносности осадочных бассейнов Западного Казахстана имело применение результатов современных геохимических исследований нефтей и пород, позволившее обосновать "очаговый" характер генерации углеводородов; установить зональность нефтей по биомаркерам, свидетельствующую о существовании различных углеводородных систем; подтвердить значительную, а в ряде случаев определяющую, роль вертикальной миграции в формировании месторождений нефти и газа. Важное значение имело также использование теоретических положений тектоники плит, которые учитывались при тектоническом районировании, определении геодинамических режимов осадочных бассейнов и их отдельных частей, выделении новых типов вероятных зон нефтегазонакопления, связанных с коллизионными поясами и пограничными с ними районами. Развитие современных теоретических представлений седи-ментологии, сейсмостратиграфии и т.д. изменило ряд представлений об условиях и закономерностях формирования основных нефтегазоносных комплексов. Новая дополнительная фактологическая основа в сочетании с современными геологическими концепциями создавали достаточно надежную базу для уточнения особенностей эволюции ряда осадочных бассейнов, разработки более обоснованных представлений об основных генерационных комплексах и зонах генерации углеводородов, формировании зон нефтегазонакопления и соответствующей количественной корректировки прогнозных ресурсов нефти и газа. В совокупности все это давало возможность детализировать и скорректировать представления о качественных и количественных параметрах перспектив нефтегазоносности основных осадочных бассейнов Республики и подготовить новую, более обоснованную Карту прогноза нефтегазоносности Казахстана. Базовыми задачами при составлении карты прогноза нефтегазоносности применительно к конкретному осадочному бассейну являлись: 8 - обоснование границ бассейнов по различным этажам осадочного чехла; - уточнение закономерностей вертикальных и латеральных изменений литологии и фациального состава, распределения резервуаров и флюидоупоров; - разработка сейсмостратиграфической модели бассейна, основанной на тесной увязке данных сейсморазведки и бурения при корреляции осадочных формаций в пределах бассейна (в том числе на области, не изученные бурением) и обеспечивающей надежное выделение основных этапов тектонических деформаций осадочного чехла; - подготовка поэтажной структурной основы бассейнов (для бассейнов, характеризующихся широким стратиграфическим диапазоном разреза и большим вертикальным диапазоном продуктивности); - уточнение элементов структурно-тектонического районирования с учетом поэтажной детализации бассейнов и создание принципиально новой структурной основы для нефтегазогеологического районирования; - выяснение геодинамических режимов осадочных бассейнов, временной и пространственной приуроченности крупных горизонтальных движений, активно влияющих на формирование специфических структурнотектонических зон и локальных объектов в осадочном чехле коллизионных поясов и прилегающих районах; - построение геологических моделей бассейнов, уточнение особенностей седиментации и тектонической эволюции на основе углубленной интерпретации комплекса геолого-геофизических данных; - изучение условий формирования месторождений на основе историко-генетического подхода с привлечением новейших геохимических данных, отражающих генетические взаимосвязи углеводородов, закономерности процессов миграции, аккумуляции, сохранения и разрушения скоплений углеводородов; - выяснение закономерностей пространственного размещения зон нефтегазонакопления и их генетических типов, а также фазового распределения углеводородов внутри осадочных бассейнов; - обоснование иерархии элементов нефтегазогеологического районирования, основанное на контролирующих его геоструктурных элементах по убывающему ряду: нефтегазоносная провинция, область, район, зона; - осуществление нефтегазогеологического районирования бассейнов с учетом всех его геолого-геофизических, геодинамических, геохимических, термогидрогеологических и других особенностей; - обоснование методик количественной оценки прогнозных ресурсов для соответствующих ранжированных элементов нефтегазогеологического районирования (объектов подсчета); - оценка прогнозных и потенциальных ресурсов по элементам нефтегазогеологического районирования осадочного бассейна в интервалах нефтегазоносных и перспективно-нефтегазоносных литолого-стратиграфических комплексов; - уточнение плотностей прогнозных и потенциальных ресурсов углеводородов в пересчете на нефть на единицу площади (тыс. т/км2) для каждого подсчетного элемента с целью определения степени перспективности нефтегазоносных зон, районов, областей и провинций; - подготовка макета карты. Перечисленный пакет базовых задач в соответствии с уровнем геолого-геофизической изученности решался для каждого конкретного осадочного бассейна Казахстана. Работа над картой была завершена в 2000 г. Карта прогноза нефтегазоносности отражает современную оценку перспектив нефтегазоносности осадочных бассейнов Казахстана. Впервые проведено нефтегазогеологическое районирование и показана прогнозная оценка акваторий Каспийского и Аральского морей. В осадочных бассейнах, где установлено существование нескольких нефтегазоносных комплексов, дана раздельная, поэтажная оценка перспектив нефтегазоносности. На прогнозной карте показано положение 202 месторождений нефти и газа, описанных в "Справочнике месторождений нефти и газа Казахстана". В качестве геологической основы была использована структурная карта, отражающая строение и глубину залегания фундамента, что определяет вертикальный диапазон возможной продуктивности. На карте показаны основные тектонические нарушения, которые оказали влияние на положение и распределение ресурсов углеводородов. Границы провинций и областей нефтегазонакопления, совпадающие с границами осадочных бассейнов, в большинстве случаев проведены по выходам складчатого фундамента на дневную поверхность. В пределах закрытых регионов при определении границ бассейнов принята во внимание смена типов разрезов доминантных комплексов или положение аконсервационных зон, границы которых проведены в соответствии с изо-гипсами по линиям глубины залегания фундамента менее 1 км. При составлении карты использованы принципы нефтегазогеологического районирования с выделением нефтегазоносных провинций, нефтегазоносных областей, нефтегазоносных районов и нефтегазо9 носных зон, изложенные в "Методических указаниях по количественной оценке прогнозных ресурсов нефти, газа и конденсата", утвержденной Мингео СССР, Миннефтью и Мингазпромом в 1983 г. Учтен также многолетний опыт предшествующих оценок перспектив нефтегазоносности Казахстана, выполненный казахстанскими геологаминефтяниками. Согласно принятой схеме на карте выделены следующие элементы нефтегазогеологического районирования: ■нефтегазоносные провинции; • нефтегазоносные области; • нефтегазоносные районы; • нефтегазоносные зоны; • нефтяные месторождения (в палеозойском продуктивном комплексе); • нефтяные месторождения (в мезозойском продуктивном комплексе); • газовые и газоконденсатные месторождения; ■нефтегазовые и нефтегазоконденсатные месторождения; По степени перспективности с учетом рассчитанных количественных показателей плотностей потенциальных ресурсов выделены земли: ■высокоперспективные; ■перспективные; ■с различной степенью перспективности по разным стратиграфическим комплексам (возраст комплексов показан в кружке); • с неясными перспективами; • малоперспективные; ■ бесперспективные. Следует отметить, что на составленной карте отражен поэтажный прогноз нефтегазоносности, который позволяет получить представления о перспективах различных структурно-формационных этажей. В частности, для Прикаспийской впадины проведено раздельное районирование и перспективы нефтегазоносности указаны дифференцировано для подсолевого и надсолевого комплексов. Важным новым элементом подготовленной карты явилось нефтегазогеологическое районирование акваторий Каспийского и Аральского морей. Новизна полученных материалов заключается, в первую очередь, в более полном учете и использовании данных морской сейсморазведки, выполненной до 1993 года. Важным дополняющим элементом явилось использование материалов по геологическому строению и нефтегазоносности западной части Каспийского моря, включая прибрежные области Дагестана, которое стало возможным в результате выполнения совместных исследований. Комплексное нефтегазогеологическое районирование позволило проследить и сопоставить основные продуктивные комплексы и элементы в пределах Скифской и Туранской платформ, что было реализовано благодаря подготовленным структурным картам по главным отражающим горизонтам, охватывающим всю акваторию Каспийского моря до границ с Азербайджаном. Это позволило также провести раздельное тектоническое районирование по структурно-формационным комплексам, что нашло отражение в последующем при выполнении нефтегазогеологического районирования. При оценке перспектив нефтегазоносности региона и рассмотрении условий формирования месторождений нефти и газа были учтены новые геолого-геохимические данные, в частности по составу биомаркеров нефтей месторождений западного и восточного побережий Каспия, которые дали возможность проследить распространение однотипных нефтей в пределах этой обширной территории, предположить существование одновозрастных нефтегазоматеринских комплексов, часть из которых вероятно связана с рифтогенными образованиями триасового возраста. Выделены перспективные районы в акватории Каспийского моря, прилегающей к районам Мангышлака, полуострова Бузачи и Прикаспия. Важными новыми положениями, на основании которых проводился анализ нефтегазоносности Прикаспийской впадины и которые учитывались при районировании и оценке прогнозных ресурсов, являлись представления о существовании зональности в распределении нефтей разных генетических типов в пределах определенных ареалов. Эти представления были разработаны в 1992-1998 годах в Институте геологических наук в соответствии с результатами детальных геохимических исследований. Они послужили исходными фактическими данными для развития представлений об "очаговом" характере процессов генерации углеводородов, существовании дифференцированных углеводородных систем, о преимущественных направлениях миграции нефти и газа и положении зон аккумуляции, что нашло отражение в расположении, конфигурации и перспективной оценке отдельных зон. Как один из примеров нового подхода к анализу процессов нефтегазонакопления можно привести данные по Прикаспийской впадине. Большое значение для анализа процессов нефтегазообразования и нефтегазонакопления в южной, юго-восточной и восточной бортовых частях Прикаспийской впадины имела 10 Астраханско-Актюбинская зона приподнятого залегания фундамента, существование которой во многом определило продуктивность не только подсолевых, но и надсолевых комплексов. Положение, особенности глубинного строения, состав и мощность земной коры позволили отнести ее на девонском этапе развития к структурам, входящим в состав пассивной окраины. Именно существование такого тектонического режима обусловило накопление по ее южной периферии мощной толщи осадочных пород, включавших нефтематеринские комплексы и формирование в последующем крупных осадочных тел карбонатного состава - карбонатных платформ, в пределах которых формировались крупные структуры тектоно-седиментационного типа. На современном уровне развития нефтяной геологии именно континентальные окраины рассматриваются в качестве первичных глобальных поясов нефтегазообразования и нефтегазо-накопления Земли. Среди нефтематеринских свит, определяющих высокий нефтегазогенерационный потенциал пассивных окраин континентов, выделяются группы литологически, фациально и геохимически разнородных отложений. Они отличаются по их принадлежности к разным этапам развития окраин. Значительная часть нефтематеринских свит представлена шельфовыми и верхнесклоновыми отложениями. Сочетание типов и ареалы распространения нефтематеринских свит в осадочных бассейнах окраин континентальных блоков определяют богатство недр и фазовое состояние скоплений углеводородов. В качестве отдельного элемента выделена Заволжско-Предуральская нефтегазоносная область, которая включила Заволжско-Тугаракчанскую систему прогибов и ряд прогибов восточной бортовой части Прикаспийской впадины. Согласно выработанным представлениям, эта зона играла существенную роль в образовании и перераспределении углеводородов на значительной территории Западного Казахстана - от Актюбинского Приуралья до акваториальной части Северного Каспия и полуострова Бузачи, и далее до Астраханского поднятия. Она претерпела сложную историю геологического развития и отнесена к структурам коллизионного типа. Оценка нефтегазоносности Бузачинского свода и его морского продолжения дана с учетом разработанных представлений о преимущественной роли процессов миграции углеводородов из южной погруженной части Прикаспийской впадины и формирования месторождений нефти и газа за счет реализации генерационного потенциала палеозойских отложений. По новому проведено районирование Тургайского, Чу-Сарысуйского и Тенизского бассейнов. В соответствии с особенностями геологического строения палеозойских отложений, в значительной мере предопределивших характер развития, распространение и последующее развитие структур платформенного чехла, Тургайская впадина объединена с Аральской в единую Арало-Тургайскую нефтегазоносную провинцию. Данный элемент в северной части объединяется с Западно-Сибирской провинцией, в пределах которой сохраняются на значительном расстоянии основные черты строения восточной части Урало-Монгольского пояса. Основанием для подобного районирования явились в первую очередь особенности строения фундамента, а так же представления о составе и формационной принадлежности образований осадочного чехла, в том числе и вероятных источников углеводородов - основных нефтегазоматеринских комплексов. Для территории выделенной Арало-Тургайской провинции в качестве структурной основы использована карта кровли палеозойских отложений. Это сделано в связи с дискуссионностью вопроса о положении и возрасте фундамента этого региона. Согласно одной из существующих точек зрения относительно перспектив нефтегазоносности палеозойских отложений, эти образования должны рассматриваться в составе интенсивно дислоцированных и метаморфизованных образований фундамента и не могут обладать каким-либо потенциалом нефтегазоносности. Существует и другая точка зрения - о возможности сохранения относительно слабо дислоцированных образований позднедевонского (?) и каменноугольного возраста, которые в пределах стабильных блоков могут обладать необходимыми условиями для сохранности углеводородных скоплений. Подтверждение своим представлениям сторонники данной точки зрения находят в установленных нефтегазопро-явлениях, полученных в отдельных скважинах из палеозойских отложений, в первую очередь на Новонежинской площади. Признавая право на существование двух точек зрения, авторы карты сочли возможным отразить положение кровли палеозойских отложений, которая хорошо картируется по геофизическим и буровым данным, а рассматриваемую территорию по степени перспективности палеозойского комплекса отнести к землям с неясными перспективами с тем, чтобы подчеркнуть необходимость дальнейших исследований региона и более обоснованного (с учетом всех необходимых критериев) решения данного вопроса. Основные зоны генерации в Арало-Тургайской провинции могут связываться с погруженными 11 грабенообразными прогибами, в пределах которых нефтематеринские комплексы могли достигать значительной мощности и необходимого уровня катагенетической зрелости, что обусловило более высокий потенциал этих районов по сравнению с прилегающими. Общность геологического строения и развития, уровень измененности пород, а следовательно и сопоставимость таких показателей как параметры фильтрационно-емкостного пространства и вероятный фазовый состав углеводородов, позволили выделить единую Тениз-Чуйскую газоносную провинцию, в пределах которой выделены две области - Чу-Сарысуйская газоносная и Тенизская перспективно газоносная. Результаты последних исследований позволили подойти более дифференцировано к районированию и оценке перспектив Прииртышской и Зайсанской впадин, в пределах которых выделены наиболее перспективные районы. В пределах Прииртышской впадины выделена центральная ее часть, включающая ряд дифференцированных, небольших по размерам прогибов, выполненных предположительно верхнепалеозойскими и ранне-мезозойскими комплексами, которые могли обусловить формирование некрупных по возможным запасам скоплений углеводородов преимущественно газового состава. В Зайсанской впадине к землям с неясными перспективами, которые требуют доизучения, отнесены Даировская ступень и Приманракский прогиб, где получены притоки тяжелой нефти на скважине площади Сарыбулак. Для других впадин Восточного Казахстана - Балхашской, Илийской, Алакольской существенных изменений в прогнозной оценке их нефтегазоносности не установлено, они отнесены к категории земель с малыми перспективами. Таким образом, представляемая карта является обобщающей сводкой, где на базе последних данных и новых представлений о геологическом строении отдельных зон и бассейнов в целом, выполнено нефтегазо-геологическое районирование, отражены современные представления о перспективах нефтегазоносности территории Республики, дан прогноз нефтегазоносности и оценены перспективы акваторий Каспийского и Аральского морей. Завершающим этапом данной работы является настоящая монография, представляющая собой детальную Объяснительную записку, обосновывающую выделенные нефтегазоносные провинции, области, районы и зоны с характеристикой типов разрезов осадочного чехла, описанием литолого-стратиграфических комплексов и их фациальной принадлежности, выделением вероятных генерирующих комплексов, характеристикой типов и положения основных структурно-тектонических элементов, контролирующих процессы нефтега-зообразования и нефтегазонакопления, с описанием типичных месторождений и изложением представлений о закономерностях размещения и условиях формирования месторождений, обоснованием перспектив дальнейших поисков месторождений углеводородного сырья. Указанная Объяснительная записка завершает крупный этап исследований по заказу бывшего Министерства Геологии Казахстана, который предусматривал подготовку и издание серии справочников и атласов карт по важнейшим видам минеральных ресурсов Республики, побассейновый анализ перспектив нефтегазоносности, подготовку новой Карты прогноза нефтегазоносности Республики на базе научно-обоснованных закономерностей пространственного размещения нефтяных и газовых месторождений. Ниже кратко рассматриваются особенности геологии и нефтегазоносности конкретных осадочных бассейнов с обоснованием закономерностей размещения месторождений углеводородного сырья. ОСАДОЧНЫЕ БАССЕЙНЫ КАЗАХСТАНА И ИХ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ ПРИКАСПИЙСКАЯ НЕФТЕГАЗОНОСНАЯ ПРОВИНЦИЯ Прикаспийская впадина относится к числу важнейших нефтегазоносных провинций мира с уникальным геологическим строением и богатейшим нефтегазоносным потенциалом. Обоснование границ впадины при решении задач прогноза нефтегазоносности базируется на принципе детального структурно-формационного анализа осадочного чехла, так как именно этот принцип лежит в основе нефтегазогеологического районирования. Этот принцип предусматривает учет степени прослеживаемо-сти и характера ограничения в пространстве литолого-стратиграфических комплексов и структурных элементов осадочного чехла - основного объекта поисков нефти и газа. Указанный принцип был применен при составлении карты прогноза нефтегазоносности. Нижними базовыми поверхностями, которые учитывались при обосновании границ впадины, являлись подошва осадочного чехла (кровля фундамента, отражающий горизонт F), а также кровля додевонских отложений (отражающий горизонт П ). В верхних (палеозойских) секциях чехла принималась во внимание кровля докунгурских отложений - (отражающий горизонт П^. 12 На значительной части южной, юго-восточной и восточной зон Прикаспия граница принята по линии окончания прослеживаемое™ отражающего горизонта П3 и резкого изменения гипсометрии поверхности фундамента. Как правило, эта граница отражена группой разломов, выделенных по геофизическим данным с различной степенью достоверности и образующих характерную кольцевую систему разломов. Здесь же по отдельным районам граница проводилась по фронтальной зоне палеозойских надвигов, особенно ярко проявившихся на Карпинско-Бузачинском и Южно-Эмбинском участках. С учетом последнего граница впадины на юго-западе и юге проходит по северной зоне вала Карпинского и северу Бузачинского поднятия. Принцип окончания прослеживаемости отражающего горизонта П3 заложен также при определении границы впадины на юго-восточном участке. Здесь она фактически принята также по системе разломов, фиксируемых в пределах приосевой части Южно-Эмбинского палеозойского поднятия, именуемой в литературе Южно-Эмбинской системой разломов. За отмеченной системой разломов отражающий горизонт П 3 не прослеживается. На востоке Прикаспийская впадина контактирует со складчатыми сооружениями Урала и Мугоджар и отделяется от них системой разломов, главным из которых является Сакмаро-Кокпектинский. На севере и северо-западе геологическая граница впадины в значительной своей части выходит за пределы территории Казахстана и фактическим ограничением зоны исследований является административная граница Казахстана с Российской Федерацией. В то же время собственно Прикаспийская впадина на севере и северо-западе ограничивается системой разломов в нижних ярусах чехла, а по вышележащим секциям палеозойского разреза характерной системой разновозрастных карбонатных уступов. В целом границы впадины, использованные при составлении Карты прогноза нефтегазоносности Казахстана, приняты в рамках разработанных ранее представлений с определенной корректировкой их на основе новых геофизических материалов, уточняющих положение границы в области складчато-надвиговых зон на юго-западе и юге впадины. Эти границы изменяются в пространстве в зависимости от того, по какому струк-турнолитологическому комплексу они рассматриваются. На большей части впадины этими границами в палеозое является система разломов и серия разноразмерных приразломных структур, в том числе надвигового типа. Прикаспийская впадина является одной из старейших нефтегазоносных провинций земного шара, история нефтяной промышленности которой насчитывает более 100 лет. С начала 70-х годов прошедшего столетия в истории этого уникального бассейна был начат новый этап, связанный с открытием первых крупных месторождений в отложениях докунгурского палеозоя и в мезозое Бузачинского поднятия, особенно ярко проявившийся в 1974-1988 годах. Именно в этот период были открыты и разведаны уникальные, крупнейшие и крупные месторождения Тенгиз, Карачаганак, Жа-нажол, Урихтау, Каламкас, Каражанбас, Сев. Бузачи, приуроченные к уникальным ловушкам тектоно-се-диментационного типа и крупным нарушенным брахиантиклинальным структурам. Тем самым были подтверждены оптимистические прогнозы о нефтегазоносности рассматриваемой территории. Были резко усилены также целенаправленные поисковые геофизические работы в северной и центральной частях акватории Каспия, охватывающие как южное замыкание Прикаспийского, так и западные замыкания Мангыш-лакского бассейнов. В связи с высокими темпами поисково-разведочных работ в период 1974-1988 гг. существенно сократились перспективные площади в береговых и прибортовых частях Прикаспия, где отложения докунгурского палеозоя находились на глубинах 4,5-5,5 км, а также в пределах Бузачинского поднятия, где к концу 1979 г. все крупные брахиантиклинальные складки были опоискованы. Указанное обстоятельство требовало выхода в новые районы и изучения более глубоких частей разреза, прямые данные по которым к концу 80-х годов отсутствовали. Выполненные к середине 90-х годов поисковые работы на суше не привели к ожидаемым результатам, однако были получены новые геолого-геофизические материалы, в том числе данные по группе сверхглубоких скважин, что было особенно важно для более полного понимания особенностей геологии и нефтегазоносности осадочного чехла Прикаспийского бассейна. Принципиально важным было также выполнение большого объема современных геохимических исследований нефтей и пород, что обеспечило возможность построения более обоснованных гипотез о нефтегазо-образовании и нефтегазонакоплении в пределах бассейна. В совокупности все это послужило основой для корректировки существующих представлений об особенностях геологии и закономерностях распределения нефтегазоносности. Ниже излагаются основные соображения по затронутым вопросам, положенные в основу построения Карты прогноза нефтегазоносности Казахстана. Литолого-стратиграфическая характеристика осадочного чехла До настоящего времени не существует единого мнения о стратиграфическом диапазоне осадочного чехла Прикаспийской впадины, что связано с отсутствием фактических данных о нижних секциях разреза в ряде бортовых зон, а также с полным отсутствием данных бурения в её центральной погруженной части. Ограниченность геофизических данных в совокупности с их резко различным качеством в пределах территории исследований также не дает однозначного ответа на вопрос о возрастном диапазоне нижних секций разреза осадочного чехла. Именно поэтому существуют значительно различающиеся точки зрения, по которым возраст осадков этих секций датируется от раннего рифея до девона. Одна группа исследователей считает, что низы осадочного чехла сложены среднедевонско-нижнефранс-кими отложениями, которые рассматриваются как осадочные комплексы, сопровождающие начало образования Прикаспийской впадины в результате раскола Восточно-Европейской платформы и формирования океанической коры на месте впадины. Вторая группа исследователей считает, что отложения нижнего комплекса на основании вскрытых разрезов в обрамлении впадины, а также прослеживаемости отражающего горизонта П3 в пределах её юго-восточной, наиболее изученной части, следует относить к рифей-раннепалеозойскому возрасту. Достаточно надежная стратификация горизонта П3 в качестве поверхности досреднедевонских (или додевонских?) отложений в сочетании с большими различиями по глубине с поверхностью фундамента (горизонт F) в области краевых прогибов является, по нашему мнению, косвенным, но достаточным основанием правомерности второй точки зрения. В крупном плане весь разрез осадочного чехла снизу вверх можно подразделить на четыре мегакомплек-са: додевонский (возможно досреднедевонский), девонско-раннепермский (докунгурский), кунгурско-казанский, мезокайнозойский. Первые два мегакомплекса образуют подсолевую часть разреза, которая характеризуется развитием резервуаров различного типа в карбонатных и терригенных породах, а также локальными и зональными флюидоупорами. Третий мегакомплекс и, главным образом, его кунгурская соленосно-ангидритовая составляющая, является региональным флюидоупором, развитым практически по всей площади впадины и делящим осадочный чехол на подсолевую и надсолевую секции. Мезокайнозойский надсолевой мегакомплекс представляет собой сочетание преимущественно песчаноалевролитовых резервуаров и глинистых флюидоупоров зонального, но чаще - локального уровня. Додевонская часть разреза в пределах Казахстанской территории Прикаспия изучена крайне слабо геофизическими исследованиями и практически не изучена глубоким бурением. Отложения позднего протерозоя - раннего палеозоя вскрыты бурением в обрамлении Прикаспийской впадины на территории Российской Федерации в Волгоградской, Саратовской и Оренбургской областях и на Рожковской площади в Казахстане. Они приурочены к грабенообразным прогибам, развитым по периферии ВосточноЕвропейской платформы. Средне-верхнерифейские преимущественно песчаниковые толщи с прослоями алевролитов, гравелитов и конгломератов установлены в Пачелмском авлакогене. Породы характеризуются преобладающей вишнево-бурой окраской и косой слоистостью. Примерно такого же типа породы суммарной толщиной - 448 м вскрыты на Казахстанском участке северного борта впадины (Рожковская площадь). В отложениях венда помимо песчано-глинистых пород отмечаются карбонаты и эффузивы. Фрагментарные участки развития ордовикских отложений установлены в пределах Оренбургского вала, а силурийско-нижнедевонских - на Приволжской моноклинали в Волгоградской области. Значительная часть исследователей считает, что додевонская секция разреза осадочного чехла резко возрастает по толщине в центральной части впадины, где она может достигнуть величины в 8-10 км. При этом по сейсмическим данным предполагается, что значительная часть додевонского разреза центральной части впадины и краевых прогибов будет представлена карбонатными породами. Применительно к решаемым задачам прогноза нефтегазоносное™ рассматриваемый додевонский мегакомплекс не имеет первостепенного значения в качестве поискового объекта по причине больших глубин залегания и связанных с этим проблем сохранения удовлетворительных емкостно-фильтраци-онных характеристик возможных резервуаров, технических и экономических проблем бурения сверхглубоких скважин. Важнейшее значение при решении задач прогноза нефтегазоносности имеет девонско-раннепермский (докунгурский) мегакомплекс. Существенные различия в геологии и нефтегазоносности этой секции разреза осадочного чехла были отмечены для различных частей Прикаспийской впадины еще на ранних этапах её изучения. Указанные различия явились одним из убедительных оснований для разделения площади впадины на систему геологических областей с характерными типами разрезов и характерными структурными особенностями. Представляется обоснованным с геологических, в том числе геодинамических, позиций выделение в докунгурс-ком разрезе чехла Казахстанской части впадины четырех геологических областей: Северо-Западной, Центральной, Астраханско-Актюбинской и Заволжско-Предуральской, характеризующихся своими геологическими особенностями. В связи с тем, что в пределах каждой из выделяемых геологических областей отмечается несколько типов докунгурских подсолевых разрезов, ниже приводятся их обобщенные схематизированные характеристики. Северо-Западная область В пределах Казахстана ограничена геологическими и географическими границами. Западным, северным и северо-восточным её ограничением является госграница Казахстана с Российской Федерацией. Южная граница принята по зоне резкого погружения фундамента с глубины 11 км, что примерно совпадает с зоной резкого погружения кровли подсолевого палеозоя к центру впадины (зона изогипсы - 7 км). В пределах Северо-Западной области (СЗО) с учетом задач прогноза нефтегазоносности можно выделить три типа подсолевых разрезов: "внешнего обрамления", "бортовой" и "внутренний", которые характеризуют соответственно внешнее обрамление впадины, зону бортовых уступов и внутренние погруженные районы. "Бортовой" тип разрезов (рис. 1) развит в зоне нижнепермского, башкирско-визейского и, частично, девонского карбонатных уступов. Изученная часть разреза до глубины 5,6 км охватывает отложения от живетского яруса среднего девона до артинских отложений докунгурской перми. Цитологически эта часть подсолевого разреза представлена карбонатными породами с отдельными пластами, реже - пачками, терригенных, преимущественно аргиллитовых разностей. Последние хорошо выдержаны по площади с уровня среднего карбона (верейский подъярус), в связи с чем вся вышележащая толща палеозоя носит местное название "надверейский карбонатный комплекс". В "бортовом" типе разреза выделено два комплекса с доказанной нефтегазоносностью и два - перспективно нефтегазоносных. Снизу вверх этими комплексами являются: девонский (дофаменский) и фаменско-турнейский перспективнонефтегазоносные, а также визейско-башкирский и надверейский нефтегазоносные. Два первых комплекса изучены слабо и стратиграфический объем их достаточно условен. Фаменская часть разреза практически целиком сложена известняками. В отложениях среднего девона среди карбонатных пород присутствуют и терриген-ные разности. Емкостно-фильтрационные свойства пород-коллекторов удовлетворительные. Визейско-башкирский комплекс перекрыт верейской аргиллитовой покрышкой (флюидоупором), на отдельных участках в которой появляются песчаные прослои. Комплекс практически полностью сложен известняками с хорошими и удовлетворительными емкостно-фильтрационными свойствами и к нему приурочены газоконденсатные залежи. Надверейский комплекс перекрыт региональной галогенно-сульфатной покрышкой (флюидоупором) кунгурского яруса и также практически полностью сложен известняками с хорошими и удовлетворительными емкостно-фильтрационными свойствами. В рассматриваемой бортовой зоне СЗО с ним связаны основные газоконденсатные залежи, в том числе с нефтяными оторочками. Здесь же отмечается характерное проявление солянокупольной тектоники. "Внешний" тип разреза выделен в пределах внешнего обрамления впадины и изучен до фундамента (рис. 1). Он перекрыт соленосными породами в пластовом залегании (рис. 3). Наиболее древними отложениями, вскрытыми здесь на Чинаревском поднятии являются рифей-вендские, суммарной толщиной до 450 м (Рожковская скв. 3, интервал 4907-5355 м). Представлены они переслаиванием красноцветных аргиллитов, песчаников и алевролитов. Отложения нижнего девона вскрыты на Приграничной (скв. П-48, интервал 4975-5035 м), а также на Первосоветской (скв. П-41, интервал 4820-4960 м) площадях, где они представлены аргиллитами с редкими прослоями песчаников и гравелитов. Достаточно детально изучен здесь разрез среднего девона в объеме эйфельского и живетского ярусов, представленных чередованием карбонатных пород с аргиллитами. Карбонатные породы (водорослевые известняки, доломиты) характеризуются хорошими и удовлетворительными емкостно-фильтрационными свойствами и являются основными резервуарами, к которым приурочены газоконденсатные залежи. Фаменско-турнейская часть подсолевого разреза представлена преимущественно карбонатными породами также с хорошими и удовлетворительными емкостно-фильтрационными свойствами. В пределах Чина-ревской площади промышленно нефтеносны турнейские отложения. 15 l ? Вышележащая часть подсолевого разреза литологически и стратиграфически не отличается от описанного ранее "бортового" типа. Характерным для нее является наличие верейской покрышки и надверейского комплекса, продуктивность которого здесь не подтверждена. Только в этом заключается основное отличие указанной части "внешнего" типа разреза от его "бортового" аналога. Весь подсолевой разрез перекрыт сульфатно-галогенной толщей кунгура в пластовом залегании без какихлибо проявлений солянокупольной тектоники. Внутренний тип разрезов связан с внутренними частями СЗО и изучен крайне слабо на подавляющей части площади области (рис. 2). С определенной долей условности к этому типу можно отнести Карачаганакский разрез и подсолевой палеозой Долинской площади. Последний безусловно является наиболее характерным "внутренним" типом разреза, соответствующим геологическим условиям внутренних (погруженных) районов СЗО. Тем не менее в этой категории целесообразно рассмотреть и Карачаганакский тип, находящийся в прибортовой, но всё же тоже внутренней части области. Карачаганакский тип разреза представлен толщей известняков от турнейского яруса нижнего карбона до артинского яруса нижней перми, образующей фактически единый гигантский резервуар с хорошими и удовлетворительными емкостно-фильтрационными свойствами, а также с суперколлекторами. Ниже вскрыта карбонатная толща фамена и толща чередования карбонатных пород с аргиллитами низов верхнего девона и среднего девона. Наиболее древними здесь являются отложения нижнего девона, вскрытые скважинами Д-5 и Д-А (интервалы соответственно 6220-6245 м и 6165-6290 м), представленные аргиллитами с редкими прослоями песчаногравелитовых пород. В пределах Карачаганака палеозойский разрез перекрыт ангидритовой толщей (от нескольких метров до 360 м) кунгура, пространственно расположенной в межкупольной зоне между линейно ориентированными Кончебайским и Карачаганакский соляными массивами. В рассматриваемом типе разреза можно выделить с определенной условностью два нефтегазоносных комплекса: турнейско-артинский и девонский (дофаменский?). Условность связана с тем, что часть турней-скофаменской карбонатной секции можно рассматривать в качестве локального флюидоупора, хотя в полном объеме она не отвечает требованиям, характеризующим достаточно надежные покрышки. Здесь имеются пачки плотных известняков с повышенными гаммапоказаниями, однако выдержанность их по площади не удовлетворительная. В сравнении с турнейско-артинским комплексом, образующим единый резервуар, дофаменский комплекс характеризуется более сложным строением. Представлен он чередованием известняков с аргиллито-выми пластами и пачками. Емкостно-фильтрационные параметры коллекторов карбонатных пород преимущественно низкие. От Карачаганакского типа разреза резко отличается разрез подсолевого палеозоя, вскрытый на Долинской площади в скважине УГС-3 с глубины 6300 м до 7006 м (забой). По различным данным породы на забое датируются интервалом от позднего девона до раннего карбона, а весь вскрытый подсолевой разрез стратиграфически охватывает интервал от позднего девона до ранней перми. По результатам исследований керна определен мелководношельфовый характер отложений, а также склоновые и глубоководные аналоги отложений карбонатных платформ. Емкостно-фильтрационные параметры коллекторов, выделенных по промыслово-геофизическим материалам в виде единичных пластов, относятся в категории низких. Таким образом, в пределах Северо-Западной области уверенно выделяется три типа разрезов подсолевого палеозоя, с различными стратиграфическими частями которых связана промышленная нефтегазонос-ность. Пространственное положение зон развития определенного типа разрезов устанавливается достаточно достоверно, что значительно облегчает решение задач прогноза нефтегазоносности. Центрально-Прикаспийская область Поверхность докунгурского палеозоя в Центрально-Прикаспийской области (ЦПО) залегает на глубинах 8-9 км. Вследствие отсутствия данных бурения разрез подсолевых отложений прогнозируется по данным сейсморазведки (рис. 1). По данным методов рефрагированных (преломленных) волн ГСЗ и КМПВ в ЦПО поверхность фундамента залегает на глубинах 18-21 км. Фундамент, судя по высоким граничным скоростям, представлен безгранитной субокеанической корой. Выше по разрезу преломленными волнами изучен 5-6,6 км слой осадочных, вероятно, дислоцированных отложений, составляющих рифей - раннепалеозойский структурно-тектонический комплекс. Указанные отложения представлены чередованием толстых (до 1,5 км) слоев преимущественно терригенных и карбонатных пород, относимых исследователями к комплексам компенсации окраинно-континентального рифта. По аналогии с отложениями Пачелмского рифта Русской плат17 формы, с которым Хобдинский и Аралсорский лучи Центрально-Прикаспийского рифта составляли единую трехлучевую систему, рассматриваемый структурно-тектонический комплекс условно разделен на два структурных этажа: рифей-вендский и кембрийско-раннедевонский. Поверхность кембрийско-раннедевонского этажа характеризуется отражающим горизонтом П3, а толща отложений, залегающих ниже горизонта П3, по данным МОГТ имеет все признаки, характерные для карбонатных отложений: практически прозрачный рисунок сейсмической записи с резкими ограничивающими отражающими горизонтами в кровле и подошве. Девонско-раннепермский структурно-тектонический комплекс достаточно надежно освещается сейсмическими исследованиями МОГТ. В ЦПО в полном соответствии с бортовыми зонами с той или иной степенью надежности выделяются опорные отражающие горизонты П2с1, П'2 , П2 и Пр которые расчленяют разрез на следующие осадочные комплексы: эйфельско-раннефранский, фаменско-среднекаменноугольный (между горизонтами П2с1 и П2) и верхнекаменноугольно-сакмарский. Судя по сейсмическим характеристикам (скорости и сейсмический облик), девонско-среднекаменноугольные отложения представлены регулярно слоистыми толщами, вероятно, глинистых и кремнистых депрессионных известняков, а верхнекаменноугольно-сакмарские терригенными морскими образованиями общей толщиной 2-2,7 км. Особое место в разрезе занимает артинский комплекс, поверхность которого характеризует горизонт П г В ЦПО по горизонту П выявлен ряд высокоамплитудных поднятий (до 0,8-1 км), которые как мы полагаем, связаны с гигантскими подводными конусами выноса, формировавшимися в глубоководной топодепрес-сии за счет продуктов размыва в бортовых частях впадины - следы эрозии в южной части четко маркируются глубокими каналами-врезами. Толщина кунгурских отложений в ЦПО в сводах куполов-гигантов достигает 9,5 км. В межкупольных зонах соль в большинстве случаев полностью не выжата и её мощность достигает 1-1,5 км. Астраханско-Актюбинская область Астраханско-Актюбинская область (ААО) является специфическим элементом Прикаспийской впадины, занимающим более 30% её площади. Эта область характеризуется широким набором типов подсолевых разрезов, различающихся стратиграфической полнотой, литологическими особенностями, вертикальным диапазоном продуктивности и фазовым состоянием углеводородов. Границы области трассируются достаточно обоснованно. Так, её север-северо-западные ограничения приняты по системе разломов, четко отделяющих кольцевую систему прибортовых моноклиналей от центральной, погруженной части впадины. Юг-юго-восточное ограничение фактически принимается по фронтальной части палеозойских надвигов и по системе разломов, отражением которых в палеозойском чехле является система карбонатных и терригенных уступов. В последнем случае граница принимается по их бровке. С юго-запада на восток-северо-восток в ААО выделяются следующие типы разрезов: Астраханский, Междуреченский, Тенгизский, Каратон-Тажигалинский, Маткен-Ушмолинский, Восточно-Акжарский, Ка-раулКельдинский, Кенкиякский, Аккудук-Боктыгарынский. Астраханский тип подсолевого разреза (рис. 4) приурочен к одноименной карбонатной платформе и охвачен бурением единичных скважин до глубин 6,0 км. Наиболее древними породами, вскрытыми бурением, являются отложения фаменского яруса верхнего девона, представленные известняками. По геофизическим данным уверенно прогнозируется присутствие в разрезе карбонатных пород франского возраста, а также значительной по толщине эйфельско-живетской терригенно-карбонатной толщи среднего девона. Прямые признаки нефти установлены здесь в фаменских карбонатных и прогнозируется нефтегазонос-ность дофаменской секции девонских отложений. Вышележащая толща раннего-среднего карбона практически целиком сложена известняками с различными емкостно-фильтрационными характеристиками коллекторов. В основной своей массе коллекторы характеризуются низкими и удовлетворительными параметрами пористости и проницаемости, однако в верхней части резервуара отмечаются локализованные зоны улучшенных коллекторов. Преимущественный тип коллекторов поровотрещинный, реже порово-каверново-трещинный. Известняки башкирского возраста, составляющие верхнюю часть Астраханского резервуара содержат основную газоконденсатную залежь и перекрыты аргиллито-доломитовой толщей артинского возраста ранней перми, представляющей собой достаточно надежную зональную покрышку. Вся секция палеозойского разреза перекрывается соленосно-ангидритовыми отложениями кунгурского возраста с характерным развитием в пределах всего Астраханского массива солянокупольных структур и практически бессолевых межкупольных мульд. В нижней части кунгура среди ангидритов распространены прослои доломитов, в которых отмечается неравномерно развитая трещиноватость. Указанные доломитовые прослои нефтеносны в пределах Астраханского газоконденсатного месторождения и в них установлено аномально-высокое пластовое давление при очень высоких концентрациях серы в нефти. Междуреченский тип подсолевого разреза (рис. 4) характерен для всей территории междуречья р.Урал-Волга и частично - для акватории северного Каспия. Глубоким бурением он изучен слабо. Максимальная 19 И! глубина пробуренных единичных скважин составляет по площади Манаш скв. П-1 5912 м и по площади Зап. Сарышагыл (Междуреченская) П-1 5700 м. Обе скважины вскрыли подсоле-вой терригенный, преимущественно аргиллитовый, разрез предположительно артинского возраста нижней перми. Терригенный разрез артинского возраста вскрыт также на структуре Кобяковская скв. 2 на глубине 5180 м. По геофизическим данным прогнозируется терригенный тип разрезов для каменноугольно-раннепермской (докунгур-ской) части и терригенно-карбонатный - для девонской части. В целом суммарная толщина докунгурской части чехла здесь достаточно резко сокращена в сравнении с пограничными районами. Прямые показания нефтегазоносности в виде признаков нефти по керну (Манаш П-1) и газовых выбросов (Кобяковская 2) отмечены практически под соленосными отложениями кунгу-ра. Емкостно-фильтрационные параметры вероятных песчаных, гравелитовых и алевролитовых коллекторов прогнозируются на уровне низких и удовлетворительных. Тенгизский тип разрезов (рис. 4, 5) изучен скважинами до глубины 6000 м. Он характеризует особенности докунгурских отложений в пределах южной части Тенгиз-Кашаганской карбонатной платформы. Вскрытая часть докунгурской палеозойской толщи от фаменского яруса верхнего девона до башкирского яруса среднего карбона практически полностью представлена карбонатными породами с редкими пластами глин. Карбонатная толща образует единый сложно построенный резервуар в пределах Тенгизской структуры, с которым связано одноименное месторождение. Лучшими емкостно-фильтрацион-ными свойствами характеризуется верхняя часть разреза, охватывающая башкирский, серпуховский и часть верхневизейско-го яруса (окский подъярус). Карбонатные породы перекрыты аргиллитовой толщей артинского возраста с максимальной толщей до 120 м, которая в свою очередь перекрывается соленосно-ангидритовыми породами кунгурского яруса. Контрастно выраженная солянокупольная тектоника проявляется только по периферийным частям Тенгизской ловушки, где имеются типичные соляно-купольные структуры и межкупольные мульды, заполненные преимущественно триас-верхнепермскими песчано-аргиллитовыми породами. Как уже отмечалось выше, дофаменский разрез скважинами не вскрыт, но достаточно уверенно определяется по сейсмическим данным. Слоистая часть разреза, ограниченная отражающими горизонтами П2с1 и П3 связана с терригенно-кар-бонатной толщей среднего девона и частично - франского яруса верхнего девона. Ниже отражающего горизонта П3 предполагается залегание додевонских отложений терриген-ного состава. Каратон-Тажигалинский тип разреза (рис. 4, 5) характеризует особенности докунгурского палеозоя северо-восточной части Тенгиз-Кашаганской карбонатной платформы и по литологическим характеристикам сходен с Тенгизским. Однако стратиграфический диапазон его сокращен и под аргиллитовой толщей артинского возраста здесь залегают визейские отложения. Разрез изучен до фаменского яруса включительно. Фаменско-визей-ская часть разреза предположительно также представляет собой единый резервуар в пределах локальных структур, однако этаж 21 продуктивности в сравнении с Тенгизом существенно сокращен за счет девонской секции осадочного чехла. Емкостно-фильтрационные свойства карбонатных коллекторов охватывают широкий диапазон параметров от высоких до низких. В целом в каменноугольной части разреза емкостно-фильтрационные параметры коллекторов ниже тех, которые установлены для башкирской и серпуховской частей разреза Тенгиза. Маткен-Ушмолинский тип разреза (рис. 4) резко отличается от описанных выше разрезов Астрахан-скоАктюбинской области и характеризует особенности докунгурских отложений юго-восточной периферии Астраханско-Актюбинской системы поднятий. Он изучен скважинами до отложений визейского яруса включительно и литологически представлен аргиллитами с пластами и пачками конгломератов в артинском ярусе, а также чередованием тонких прослоев известняков, доломитов, конгломератов, песчаников и аргиллитов в среднем карбоне. Тонкое переслаивание песчаников, мергелей, аргиллитов и конгломератов характерно для отложений верхнего карбона, которые выделяются в разрезах с определенной долей условности. Что касается отложений нижнего карбона, то эта секция подсолевой части чехла представлена преимущественно аргиллитовыми породами с пластами и прослоями песчаных пород. Предполагается, что для указанного типа разреза будет характерно присутствие мощной толщи терригенного девона, сходного по характеристикам с районом Южно-Эмбинского поднятия. Во вскрытом разрезе имеются прямые признаки нефтеносности в отложениях московского и визейского ярусов. Емкостно-фильтрационные свойства песчаных коллекторов и карбонатных прослоев преимущественно низкие и удовлетворительные. Восточно-Акжарский тип разреза (рис. 6) вскрыт бурением до фундамента, практически целиком представлен терригенными породами и характеризует особенности докунгурских отложений на восточном склоне Астраханско-Актюбинской системы поднятий. Отдельные небольшие по толщине пропластки и пласты известняков среди аргиллитов, песчаников и конгломератов отмечаются только в резко сокращенной среднекаменно- угольной части разреза и в девонских отложениях. Емкостно-фильтрационные свойства песчано-алевролитовых, гравелитовых и карбонатных коллекторов преимущественно низкие и удовлетворительные. На отдельных участках эти свойства характеризуются высокими значениями, что, скорее всего, связано с локально развитой трещиноватостью. Нефтегазоносность разреза приурочена к отложениям нижней перми, среднего и нижнего карбона. Караул-Кельдинский тип разреза (рис. 6) изучен до визейских отложений включительно и характеризует особенности отложений докунгурского палеозоя в присводовой части Астраханско-Актюбинской системы поднятий. Разрез докунгурского палеозоя здесь резко сокращен как по стратиграфическому интервалу, так и по толщине в сравнении с периферийными частями Астраханско-Актюбинской области. Аргиллитовые породы артинского возраста здесь залегают на визейских отложениях нижнего карбона. В нижнем карбоне среди аргиллитовых пород встречаются пласты и пачки песчаников, а в прогнозируемой девонской секции разреза ожидаются прослои карбонатных пород. Прямые признаки нефтеносности имеются в песчаных прослоях в визейском ярусе. В пластах-коллекторах вскрытой части разреза емкостно-фильтрационные свойства пород низкие и удовлетворительные. Кенкиякский тип разреза (рис. 6) изучен глубокими скважинами до визейских отложений включительно и характеризует особенности докунгурских отложений южной части Темирской карбонатной платформы на восточной периферии Астраханско-Актюбинской области. Непосредственно под региональной соленосной кунгурской покрышкой здесь залегает ассельско-артин-ский нефтегазоносный комплекс, в литологическом отношении представленный чередованием аргиллитов, песчаников, гравелитов и конгломератов. Коллекторы преимущественно поровые с удовлетворительными и низкими емкостнофильтрационными свойствами, однако в ряде случаев за счет интенсивной трещиноватос-ти эти параметры коллекторов резко возрастают. Ассельско-артинская толща залегает на карбонатных породах башкирского возраста, представляющих единый резервуар с визейскими известняками. С указанным каменноугольным комплексом связана промышленная нефтеносность. Карбонатные породы-коллекторы обладают удовлетворительными емкостно-фильтрационными свойствами, преимущественно поровым типом коллекторов, слабо развитой трещиноватостью. Аккудук-Боктыгарынский тип разреза (рис. 6) изучен глубоким бурением до девонских отложений включительно. Под соленосной региональной кунгурской покрышкой здесь залегает аргиллитовая толща нижней перми без коллекторов. Под ней расположены известняки башкирского возраста, образующие практически единый карбонатный массив до верхнедевонских отложений включительно. Прямые признаки нефтегазоносности как по керну, так и в процессе испытания ряда скважин, установлены в верхней части башкирско-визейского комплекса. Емкостно-фильтрационные свойства преимущественно поровых карбонатных коллекторов удовлетворительные. Из приведенного краткого описания разрезов видно, что Астраханско-Актюбинская область характе22 ризуется их многообразием, в том числе широким спектром литологических, емкостно-фильтрационных параметров, значительными колебаниями толщин как всего докунгурского палеозоя, так и отдельных его стратиграфических подразделений. Одной из важнейших особенностей разрезов палеозоя является строгая зональность развития карбонатных пород, занимающих определенное пространственное положение и определенный стратиграфический уровень. Указанные массивы карбонатных пород, получившие название "карбонатные платформы", занимают около 20% всей площади Астраханско-Актюбинской области, но именно с ними связано наличие огромных по полезному объему резервуаров. Разрезы подсолевого палеозоя характеризуются также широким спектром нефтегазоносных и перспективно-нефтегазоносных комплексов, однако основная нефтегазоносность здесь связана с визейскобашкирской секцией карбонатных платформ. Необходимо отметить также ещё одну важнейшую особенность разрезов докунгурского палеозоя - резкое снижение емкостно-фильтрационных свойств коллекторов терригенных разрезов в сравнении с карбонатными. Эта особенность должна обязательно учитываться при оценке перспектив нефтегазоносности, особенно принимая во внимание тот факт, что терригенные разрезы занимают около 80% всей площади Астраханско-Актюбинской области. Заволжско-Предуральская область Указанная область впервые выделена на карте прогноза нефтегазоносности в качестве самостоятельного элемента. За основу при этом приняты особенности её геологического строения, обусловленные более активной геодинамикой в сравнении с тремя рассмотренными ранее областями. Наиболее контрастными элементами такого геологического строения являются протяженные, широко развитые разломы и характерные складча-то-надвиговые зоны в определенных частях разреза. Эти элементы установлены достоверно практически по всей области, в связи с чем обоснованность принятых её границ достаточно высокая. Внешние границы зоны приняты по системе протяженных кольцевых разломов, а внутренние - либо по фронтальным частям надвигов, либо по системе карбонатных или терригенных уступов, также связанных с горизонтальными движениями. Среди наиболее характерных здесь можно с запада на восток-северо-восток выделить Северо-Бузачинс-кий, Южно-Сазтюбинский, Равнинный, Тортайский, Уртатауский, Жанажольский, Урихтауский, Жанатан-Локтыбайский типы разрезов. Бузачинский тип разреза (рис. 7) развит в пределах северной части суши Бузачинского поднятия, а также прогнозируется в акватории Каспия на продолжении Бузачинского поднятия и на Северо-Бузачинской террасе. Изучен он до глубины 5,2 км и стратиграфически охватывает в палеозойской части разреза отложения верхнедевонского, каменноугольного и пермского возраста. Верхнедевонские отложения представлены переслаиванием темно-серых, черных, местами бурых карбонатных аргиллитов и тонкокристаллических глинистых серых и темно-серых известняков. В верхней части девонского (фаменского?) разреза встречаются аргиллиты с прослоями песчаников и алевролитов. Породы перемяты. Углы падения достигают 85°. Нижнекаменноугольные отложения представлены двумя фациальными типами: преимущественно карбонатным и терригенным. Первый из них вскрыт на скважине П-1 Восточный Каратурун и сложен темно-серыми и черными известняками с прослоями мергелей и аргиллитов. Второй вскрыт на скважине П-1 Арман и представлен темными песчаниками, алевролитами и аргиллитами с высокой карбонатностью (до 48%). Породы также характеризуются значительными углами падения. Среднекаменноугольные отложения представлены аргиллитами, алевролитами и песчаниками с прослоями туфов, вулканогенных осадочных пород, а также органогенно-обломочными известняками. Известняки пористые, кавернозные и трещиноватые. Нерасчлененные верхнекаменноугольно-нижнепермские отложения в нижней части сложены вулканогенноосадочными, а в верхней - преимущественно карбонатно-глинистыми породами. Углы падения пород составляют 1020°. Верхнепермские отложения резко отличаются от подстилающих пород, на которых залегают с размывом. Представлены они красно-бурыми, шоколадными аргиллитами с прослоями песчаников и гнездами ангидритов. В целом весь палеозойский разрез Бузачинского типа перемят, характеризуется многочисленными зеркалами скольжения и довольно значительными углами падения пород, особенно в нижних секциях разреза. Южно-Сазтюбинкий тип разреза (рис. 7) развит в пределах северо-западной части Южно-Эмбинского поднятия и изучен скважинами до нижнекаменноугольных отложений включительно. Региональная соленос-ная кунгурская покрышка здесь отсутствует. 24 Карбонатные породы нижнего, среднего и верхнего карбона рассматриваются как единый визейско-гжельский комплекс с нефтегазоносностью, приуроченной к его верхней части. Зональной покрышкой является аргиллитовая толща пермотриаса. Коллекторы карбонатных пород поровые и порово-трещинные преимущественно с удовлетворительными емкостно-фильтрационными свойствами. Для палеозойского разреза этого типа характерна высокая нарушенность, создающая типично блоковую структуру комплекса. Равнинный тип разреза (рис. 7) изучен до визейских отложений включительно. Развит он в пределах бровки терригенного уступа на северо-западном склоне Южно-Эмбинского поднятия. Приуроченность этого типа разреза к бескорневым структурам типа Равнинной свидетельствует о том, что указанная структура находится во фронтальной части надвига. Сокращенный по толщине преимущественно терригенный разрез среднекаменноугольных отложений залегает непосредственно под небольшой по толщине пачкой ангидритов кунгура. Ниже по разрезу вскрыта аргиллитовая пачка визейского возраста, в которой отмечаются редкие прослои песчано-алевролитовых пород. По сейсмическим данным предполагается, что подстилающая девонская толща будет представлена терригенными породами значительной толщины. Нефтегазоносны отложения среднего карбона, ёмкостно-фильтрационные свойства которых в основном низкие. Тортайский тип разреза (рис. 7, 9) развит в пределах Северного склона Южно-Эмбинского поднятия. Изучен до визейских отложений включительно (по данным ВНИГРИ - до верхнедевонских отложений). На значительной площади региональная галогенно-сульфатная покрышка отсутствует и породы артинского возраста перекрыты аргиллитами триаса. Ассельско-артинская часть разреза - это конгломераты, гравелиты, песчаники, алевролиты и аргиллиты. Эта часть разреза представляет собой типичные конуса выноса. Верхнекаменноугольная толща представлена аргиллитами с редкими прослоями доломитов и песчаников. Среднекаменноугольный комплекс представлен переслаиванием незначительных по толщине аргиллитов, доломитов, конгломератов, песчаников и известняков. Указанная толща имеет местное название - "тер-ригеннокарбонатная плита". Нижнекаменноугольные отложения представлены аргиллитовыми породами с неравномерно развитыми по разрезу и по площади песчано-алевролитовыми пластами. Нефтегазоносным является визейско-мос-ковский терригенно-карбонатный комплекс, в котором установлены поровые и порово-трещинные коллекторы с удовлетворительными и, чаще, низкими емкостно-фильтрационными свойствами. К перспективно нефтегазоносному отнесен девонский комплекс, выделяемый по сейсмическим данным. Уртатауский тип разреза (рис. 10) изучен скважинами в зоне карбонатного уступа, где полностью отсутствует региональная соленосная кунгурская покрышка. Карбонатная толща карбона, не расчлененная детально, перекрывается преимущественно аргиллитовыми породами триаса и подстилается практически не изученными терригенными отложениями нижних секций каменноугольного комплекса и девонскими отложениями. Нефтегазоносность разреза не доказана и он рассматривается в качестве перспективно-нефтегазоносного. Жанажольский тип разреза (рис. 8, 10) изучен скважинами до турнейских отложений включительно и характеризует центральную часть Жанажольской карбонатной платформы. Непосредственно под региональной соленосной кунгурской покрышкой здесь залегают аргиллиты артинского возраста с резко изменяющимися толщинами от первых десятков до 500 м. Под ними расположена первая карбонатная толща гжельско-московского яруса, затем - преимущественно аргиллитовая толща московскобашкирского возраста, играющая роль надежной зональной покрышки над второй карбонатной баш-кирсковизейской толщей. Под второй карбонатной толщей залегают терригенные породы визейско-турнейского возраста. По сейсмическим данным предполагается также наличие в разрезе девонских терригенных отложений. Нефтегазоносность связана с первой (KT-I) и второй (КТ-П) карбонатными толщами. Прогнозируется нефтегазоносность терригенного карбона и девона. Коллекторами являются доломиты и известняки с широким спектром ёмкостно-фильтрационных свойств -от высоких до низких. Урихтауский тип разреза (рис. 8, 10) характеризует район карбонатного уступа, т.е западные участки Жанажольской карбонатной платформы. В целом он сопоставим с Жанажольским типом разреза и отличается от него только отсутствием ассельско-артинских и верхнекаменноугольных отложений. В связи с последними особенностями главной и единственной покрышкой над карбонатным резервуаром являются соленосные отложения кунгура. Жанатан-Локтыбайский тип разреза (рис. 10) изучен скважинами до визейских отложений включительно и распространен в зоне карбонатного уступа на юг-юго-западе Жанажольской карбонатной платформы. 26 Характерной его особенностью является отсутствие карбонатной толщи KT-I московско-гжельского возраста, резко сокращенная толщина карбонатной визейско-башкирской толщи КТ-П, ритмичное переслаивание пачек аргиллитов и песчаников в визейском терригенном комплексе. Соленосная кунгурская покрышка перекрывает аргиллитовые породы артинского возраста, залегающие на сокращенном карбонатном разрезе КТ-П. Песчаники и известняки обладают удовлетворительными ёмкостно-фильтрационными свойствами. Промышленно-нефтегазоносны карбонатные породы и пласты песчаников в визейской части разреза. В подсоле-вом разрезе установлены зоны надвигов при достаточно уверенно фиксируемых разломах. Таким образом, Заволжско-Предуральская область характеризуется также достаточно широким спектром типов палеозойских (докунгурских) разрезов. Последние уверенно подразделяются на три крупных зоны - Бузачинскую, Южно-Эмбинскую и Жанажольскую, каждая из которых может быть подразделена на ряд подзон. Палеозойские разрезы в рассматриваемой области в значительно большей степени нарушены, а в ряде случаев смяты в мелкие изоклинальные складки, что обусловлено проявлением активных геодинамических процессов с восточного, юго-восточного и юг-юго-западного направлений. Эта активная геодинамика особенно контрастно и интенсивно проявилась в пределах Бузачинской и сводовой части Южно-Эмбинской зон, где палеозойский разрез подвергся наибольшему смятию. Что касается особенностей подсолевых разрезов в целом по Прикаспийской впадине, то их можно сформулировать в следующем виде: - типы подсолевых разрезов, изученные в современных бортовых и прибортовых зонах впадины, представляют собой довольно сложные сочетания терригенных и карбонатных пород, соотношения которых существенно меняются как по площади, так и по разрезу; - в разрезе докунгурского палеозоя уверенно выделяются толщи-резервуары и толщи-покрышки, при этом последние выделяются только по классу зональных и локальных. Единственной региональной покрышкой для всего бассейна является кунгурская галогенно-сульфатная толща; - по своим ёмкостно-фильтрационным свойствам толщи-резервуары характеризуются широким спектром этих параметров - от высоких и супервысоких до низких, однако в подавляющем числе случаев лучшие коллекторы развиты в карбонатных толщах, а худшие - в терригенных. Эта особенность разрезов до сих пор крайне слабо учитывалась при оценке перспектив нефтегазоносности докунгурского палеозоя; - регионально-нефтегазоносным комплексом, практически независимо от литологии, является визейс-кобашкирский, который в ряде случаев расширяется за счет турнейского, московского и даже гжельского ярусов нижнего и верхнего карбона. Все остальные комплексы вполне обоснованно можно отнести к категории зональных; - характер и интенсивность нарушенности отложений докунгурского палеозоя имеет достаточно четкую пространственную приуроченность, что имеет важное значение при зональных и локальных оценках перспектив нефтегазоносности. Надсолевой мегакомплекс При рассмотрении особенностей разрезов надсолевого мегакомплекса необходимо прежде всего отметить условность выделения Прикаспийской впадины по мезокайнозойским отложениям. Как известно, её границы принимаются по линии выклинивания соленосной толщи кунгура в бортовых частях, что подчеркивает специфические особенности мезокайнозойского разреза в границах развития соляных куполов. Ячеистый характер строения надсолевого мегакомплекса, обусловленный солянокупольной тектоникой, затрудняет трассирование границ зон с характерными типами разрезов, хотя эти зоны в целом удается выделить с удовлетворительной степенью достоверности. Удается также отметить общие особенности строения надсолевого разреза, присущие ему практически во всех частях Прикаспийской впадины. К ним, в первую очередь, относятся четко выраженные региональные поверхности несогласия, разделяющие весь разрез на три части: верхнепермскотриасовую, юрско-палеогеновую и неоген-четвертичную. Наиболее дислоцирована первая из них. Вверх по разрезу степень дислокации снижается и неогеновая толща залегает уже практически горизонтально. К одной из важнейших общих особенностей надсолевого мегакомплекса относится отсутствие в нем региональных флюидоупоров и возросшая роль зональных и локальных покрышек в контроле нефтегазоносности на зональном и локальном уровнях. Практически весь надсолевой мегакомплекс состоит из переслаивающихся песчаных, алевролитовых и глинистых пластов и пачек различной толщины. Карбонатные породы встречаются только в верхнем мелу, верхней юре и по отдельным зонам - в триасе и верхней перми. Самые высокоемкие и высокопроницаемые коллекторы - это песчаные пласты средней юры и мела. Триасовые и верхнепермские коллекторы обладают, как правило, удовлетворительными емкостно-фильтра29 ционными свойствами. Преимущественно низкие параметры коллекторов характерны для ранненеогеновых и палеогеновых алевролитовых прослоев. В пределах надсолевого мегакомплекса выделяются регионально, зонально и локально нефтегазоносные комплексы. К первым относятся юрские и нижнемеловые отложения; ко вторым - триасовые и верхнепермские; к последним - верхнемеловые, палеогеновые и ранненеогеновые отложения. Можно выделить несколько обобщенных типов надсолевых разрезов, развитых в основном в различных структурно-тектонических зонах Прикаспийской впадины. В их число входят Жамбайско-Забурунский, Мартышинский, Каратон-Прибрежный, Боранколь-Прорвинский, Сагизский, Акжар-Шубаркудукский, Уильский, Центрально-Прикаспийский и Дарьинско-Росташинский (Каменско-Южно-Гремячинский) (рис. 11, 12). Перечисленные разрезы, за исключением Каменско-Южно-Гремячинского, по характеру литологии сходны между собой, но отличаются стратиграфической полнотой, суммарными толщинами стратиграфических подразделений, вертикальным диапазоном нефтегазоносности и частично - свойствами коллекторов. Принципиально отличается от подавляющего большинства разрезов только Каменско-Южно-Гремячинский тип, продуктивная часть которого представлена межсолевой верхнепермской доломитовой пачкой с широко развитой трещиноватостью. Краткая характеристика особенностей разрезов надсолевого мегакомплекса показывает, что при их определенной дифференциации уже нет столь резких различий, как, например, для разрезов докунгурского палеозоя. Сказанное касается литологии, региональной выдержанности резервуаров и покрышек, параметров коллекторов. Наиболее резкие изменения литологии, толщин стратиграфических подразделений и параметров коллекторов характерны преимущественно для верхнепермских отложений, которые отличаются также более высокой степенью дислоцированности. Сейсмостратиграфическая характеристика Принципы установления возрастных и литолого-стратиграфических характеристик При разработке геолого-геофизических моделей, являющихся основой при прогнозировании нефтегазоносности конкретных осадочных бассейнов, большую роль играет сейсмостратиграфическая интерпретация для выделения возрастных подразделений осадочного чехла и установления их вещественно-литологических характеристик. Стратиграфическая информация в пределах каждого конкретного бассейна и межрегиональная стратиграфическая корреляция базируется на биостратиграфических исследованиях разрезов глубоких скважин. В межскважинном пространстве стратиграфическая разбивка разреза основывается главным образом на данных сейсмостратиграфии, основу которой составляет приуроченность отражающих границ к поверхностям несогласий, перерывов или синхронных отложений. Основной сейсмостратиграфической единицей является сейсмокомплекс (СК), который в волновом поле имеет четкие ограничения в виде опорных отражающих границ. Сейсмокомплексы распространены в пределах всего бассейна седиментации (за исключением зон, постседиментационных размывов), хотя мощности их могут существенно изменяться (от нескольких км до десятков м). Непостоянным является и вещественный состав. Возрастной интервал, занимаемый сейсмокомплексом, достигает несколько десятков миллионов лет (например, позднедевонско-ранневизейский СК Прикаспийской впадины). Более крупным возрастным подразделением осадочного чехла, объединяющим один или несколько сейсмокомплексов является сейсмогеологический этаж (СГЭ), ограниченный в кровле и подошве поверхностями угловых несогласий. Один или несколько этажей осадочного чехла объединяются в структурно-тектонический комплекс (СТК), характерной чертой которого является единый тип (стиль) складчатости или степень постседиментационных тектоно-магматических и метаморфических преобразований. В разрезе осадочного чехла Прикаспийской впадины выделяются три СТК: подсолевой, солянокуполь-ный и надсолевой. Вещественно-литологическая группа параметров. Латеральная литологическая неоднородность сейсмокомплексов находит отображение в виде изменения интенсивности, преобладающей частоты и рисунка сейсмической записи. И хотя использование этих параметров в принципе неоднозначно (поскольку они также могут быть обусловлены и другими причинами, не связанными с литологией), опыт исследований конкретных регионов позволяет весьма успешно выполнять вещественно-литологическую интерпретацию на основе использования сейсмостратиграфических признаков в комплексном рассмотрении с данными бурения. Например, массивные известняки значительно хуже расслоены, чем терригенные отложения. Депрессионные конденсированные карбонатно-глинистые осадки отображаются высокодинамичной и высокочастотной записью. Для чередования шельфовых карбонатных и терригенных комплексов характерна существенно более регулярная запись, чем для континентальных образований и т. д. 30 Сейсмостратиграфические подразделения вещественной специализации в отличие от возрастных не обязательно органичены изохронными напластованиями, но могут иметь, например, субвертикальные границы при преимущественно горизонтальных изохронных поверхностях. Достоверность прогнозирования вещественного состава по данным сейсморазведки значительно увеличивается в результате детального скоростного анализа и количественных характеристик сейсмической записи. Основной единицей вещественной специализации является сейсмоформация. Сейсмоформации обычно составляют латеральный ряд сейсмокомплексов (например при переходе от шельфовых к глубоководным условиям). Итоговыми документами сейсмостратиграфического (возрастного) и сейсмоформационного анализа являются: схема сейсмогеологического районирования и сводная сейсмостратиграфическая схема с показом распределения сейсмоформации в пределах осадочного бассейна. Сейсмостратиграфия подсолевых отложений Региональные реперы, сейсмогеологические этажи, сейсмокомплексы Огромные размеры Прикаспийского палеозойского осадочного бассейна, крайне сложное распределение вещественно-фациальных параметров одновозрастных комплексов и их толщин, а также полное отсутствие данных бурения в центральных частях впадины обусловливают незаменимость сейсмостратигра-фических исследований при разработке базовой геологической модели. Чрезвычайно важно при корреляции наличие по крайней мере трех региональных реперов, позволяющих создать надежный хроностратиг-рафический каркас для всего бассейна в целом (включая центральные и бортовые части впадины). В качестве таких реперов выступают опорные отражающие горизонты П3, П'2 и ГТ^ Горизонт П3 маркирует региональный размыв, связанный со складчатостью и перестройкой структурного плана в нижнем девоне и соответствует повсеместно подошве позднепалеозойского (девонско-раннепермского) структурно-тектонического комплекса - основного нефтегазового комплекса Прикаспийской впадины. Горизонт П'2 соответствует поверхности эрозионного несогласия на границе раннего и позднего визе. В юго-восточной части впадины эта поверхность разделяет, по-существу, два подэтажа с различной структурой: девонско-ранне-каменноугольный и среднекаменноугольно-артинский. Вследствие незначительной мощности отложений среднего-верхнего карбона на многих участках горизонт П'2 фактически разделяет раннекаменноугольные и раннепермские отложения. Региональный репер П1 маркирует подошву соленосного комплекса и временную границу артинского и кунгурского веков. Серией опорных отражающих границ, имеющих распространение в пределах сейсмогеологических областей и зон, подсолевой разрез различных частей Прикаспийской впадины подразделяется на сейсмокомплексы, которые имеют различные структурные и вещественно-литологические характеристики в зависимости от принадлежности к определенным тектоническим, сейсмогеологическим и нефтегазогеологическим областям, районам и зонам. Подсолевой структурно-тектонический комплекс Прикаспийской впадины подразделяется на два сейсмогеологических этажа: рифей-раннепалеозойский (додевонский) и девонско-раннепермский. Граница раздела между СГЭ совпадает с отражающим горизонтом Пг Согласно унифицированной схеме сейсмостратиграфии в девонско-раннепермском СГЭ выделяются следующие сейсмокомплексы: - эйфельско-раннефранский, ограниченный снизу отражающим горизонтом П3, сверху - П2с1. В северозападной прибортовой области индексация опорных горизонтов отличается от унифицированной, горизонту П3 соответствует горизонт D, горизонту П2с1 - Пг Возможно, что на некоторых участках нижнюю часть сейсмокомплекса слагают нижнедевонские отложения; - позднефранско-ранневизейский СК между отражающими горизонтами П2ё и П12 до тульского яруса раннего визе включительно; - поздневизейско-башкирский (горизонты П'2 и П2); - московско-раннегжельский (горизонты П2, Пс2 ); - раннепермский между горизонтами Пс2 (П2) и Пг В определенных сейсмогеологических областях и зонах в разрезе появляются дополнительные (к указанным выше) отражающие горизонты, и тогда производится более дробное сейсмостратиграфическое расчленение подсолевых отложений. Наиболее значимые отражающие горизонты, не вошедшие в вышеприведенную схему сейсмостратиграфии, следующие: - отражающий горизонт Dt приурочивается к поверхности девонских (точнее девонско-раннетурней-ских) отложений, выделен в последнее время в юго-восточной части впадины; - отражающий горизонт П'2 - поверхность раннемосковских отложений, соответствующих в восточной 33 части впадины самостоятельному терригенному сейсмокомплексу, разделяющему карбонатные отложения (Жанажольская сейсмогеологическая зона); - отражающий горизонт П^ , соответствующий подошве артинского комплекса. Играет чрезвычайно важную роль на участках аномального строения артинских отложений, связанных с формированием конусов выноса. Схема сейсмогеологического районирования В полном соответствии с решаемыми задачами сейсмогеологическое районирование принимается одинаковым с нефтегазогеологическим районированием, поскольку они базируются на единых принципах общности геологического строения области, района или зоны. В качестве самых крупных иерархических площадных сейсмостратиграфических подразделений - сейсмогеологических областей (СГО) выделяются: Северо-Западная, Центрально-Прикаспийская, АстраханскоАктюбинская и Заволжско-Предуральская СГО. В каждой сейсмогеологической области по особенностям строения доминантных сейсмокомплексов выделяются районы и зоны. Далее сейсмостратиграфическая характеристика приводится только на уровне СГО с указанием наиболее характерных отличий сейсмогеологи-ческих зон, входящих в рассматриваемую СГО (рис. 13.) Характеристика подсолевых отложений сейсмогеологических областей и зон (СГО и СГЗ) Северо-Западная СГО. Нижний сейсмогеологический этаж слагают рифейские отложения, изученные скважинами на северном борту, в Пачелмском прогибе и западном склоне Урала. В Пачелмском прогибе они представлены платформенным рядом формаций терригенно-эффузивного состава. На западном склоне Урала это в основном терригенно-карбонатные отложения миогеосинклинального типа. На северо-западном борту Прикаспийской впадины в Рязано-Саратовском прогибе, на Клинцовском выступе (Рожковский вал, Кошин-ский вал) они представлены пестроцветными грубообломочными породами. Верхний девонско-раннепермский сейсмогеологический этаж хорошо изучен скважинами на северном и западном бортах впадины. Эйфельско-нижнефранский СК представлен морскими мелководными толщами терригенно-карбонатного состава, которые по сейсмостратиграфическим данным замещаются глубоководными преимущественно карбонатно-глинистыми отложениями при переходе через бортовой уступ во внутренние районы впадины. Верхнефранско-нижневизейский, верхневизейско-башкирский, московско-раннекаменноугольный и нижнепермский комплексы в пределах внешнего борта представлены преимущественно карбонатными шельфо-выми отложениями. За бортовым уступом, высота которого по различным комплексам варьирует от 300 до 700 м, происходит резкое сокращение мощности карбонатных комплексов и их переход в конденсированный депрессионный тип сейсмоформаций. Исключение составляет верейский комплекс, представленный во внешней части рассматриваемой СГО глинистыми формациями, - при переходе во внутренние зоны впадины толщина его возрастает. В целом для Северо-Западной СГО характерна классическая смена преимущественно карбонатных девонско-раннепермских сейсмокомплексов на депрессионные карбонатно-глинистые сейсмоформаций в сторону центра Прикаспийской впадины, сопровождаемая седиментационным карбонатным ри-фогенным уступом. Исключение составляет Карачаганакская НГЗ, где в депрессионной внутренней части впадины развит отдельный карбонатный девонско-каменноугольный атолл, осложненный раннепермскими рифовыми сейсмоформациями. Центрально-Прикаспийская СГО. Рифейско-нижнепалеозойский этаж по данным метода преломленных волн достигает мощности 8-10 км и имеет циклическое строение: низкоскоростные терригенные толщи чередуются с высокоскоростными, вероятно, карбонатными. Толщины каждой из них составляют 2-3 км. В Новоалексеевской СГЗ нижний этаж представлен только низкоскоростными терригенными отложениями. Верхний девонско-раннепермский этаж подсолевого разреза (вследствие больших глубин залегания эти отложения бурением не вскрыты) прогнозируется в следующем виде. Все сейсмокомплексы, хорошо изученные в бортовых частях, в Центрально-Прикаспийской области представлены карбонатно-глинистыми и кар-бонатнокремнистыми умеренной мощности глубоководными отложениями общей толщиной порядка 2-3 км. Особое место занимает артинский сейсмокомплекс, который в ЦПО развит в виде крупных седиментаци-онных тел высотой до 1,5 км, которые интерпретируются как подводные конусы выноса со стороны бортовых частей впадины. Эрозионные каналы, по которым транспортировался терригенный материал в центральную глубоководную котловину, хорошо картируются в южной и юго-восточной частях впадины. Астраханско-Актюбинская СГО занимает обширные территории юга и юго-востока Прикаспийской впадины и характеризуется наиболее сложным строением подсолевых отложений. Именно поэтому здесь обособляется наибольшее количество (восемь) сейсмогеологических зон. 34 В отличие от других, Астраханско-Актюбинская СГО по подсолевому СТК на большей своей части представлена одним девонско-раннепермским этажом. Нижнепалеозойский комплекс либо отсутствует, либо имеет чрезвычайно малые мощности. Исключение составляет Каратон-Тенгизская сейсмо-геологическая зона (СГЗ), где отложения венд-нижнего палеозоя толщиной до нескольких км прогнозируются по данным метода преломленных волн в терригенных сейсмоформациях. Девонско-раннепермский этаж на рассматриваемой территории представлен двумя рядами формаций. На большей части СГО (Жамбайская, Ушмолинская, Шолькринская, Акжар-Коздысайская сейсмогеологичес-кие зоны) палеозойские отложения могут быть расчленены на три комплекса: девонско-раннекаменно-уголь-ный (горизонты П3 снизу и П'2 сверху), средне-верхнекаменноугольный (П'2 и П2) и раннепермский (П2 и П^. Верхний и нижний сейсмокомплексы представлены терригенными формациями толщиной до 1-2 км, средне-верхнекаменноугольный карбонатно-глинистой толщиной всего в несколько сотен метров. В самой северозападной части рассматриваемой СГО, совпадающей со сводовой частью Астраханско-Актюбинской системы поднятий, весь подсолевой разрез конседиментационно сокращен до 0,5-1 км. Другой тип докунгурского разреза отмечается в Астраханской, Каратон-Тенгизской, Кенкиякской и Боктыгарынской СГЗ. Здесь получают развитие отдельные внутрибассейновые карбонатные платформы типа атоллов, в которых сейсмокомплексы от позднего франа до башкирского времени представлены в карбонатных фациях, образующих высокоамплитудные постройки, возвышающиеся над общим уровнем залегания подсолевых отложений на высоту 1-1,2 км (Астраханская, Каратон-Тенгизская и Темирская карбонатные платформы). Толщина карбонатных отложений, образующих указанные внутрибассейновые постройки достигает 3 км. Заволжско-Предуральская СГО структурно соответствует одноименной системе прогибов фундамента на юго-восточной границе Прикаспийской впадины и характеризуется большим разнообразием сейсмогео-логических условий, что обусловило ее разделение на четыре (СГЗ) НГР. Наиболее полные разрезы подсолевого палеозоя характерны для Сазтюбе-Сарыбулакского и Жана-жолТорткольского районов. Разрез имеет двухэтажное строение. Венд-раннепалеозойский этаж мощностью 1,5-4 км по данным КМПВ представлен терригенными формациями. Верхний девонско-раннепермский этаж может быть подразделен на две части. В основании залегает крупная призма терригенных пород, включающая верхнефранскораннетурнейский (горизонты П2о! и Dt) и позднетурнейско-ранневизей-ский (Dt и П", ) сейсмокомплексы общей толщиной до 5-7 км. Эта серия (нередко именуемая изембетской) перекрывается карбонатной верхневизейскораннепермской платформой толщиной более 1 км, получившей название Южно-Эмбинской. В Жанажольской зоне эта платформа имеет наиболее полный набор сейсмокомплексов и состоит (снизу вверх) из: окско-башкирского (КТ2, между горизонтами П1, и П2), раннемосковского (МКТ, горизонты П2-П'2 ), московско-раннегжельского (КТ-1, П'2 -Пс2 ) и раннепермс-кого комплексов, представленных (за исключением раннемосковского) карбонатными отложениями. Ширина карбонатной платформы различна для различных НГЗ, а также для различных сейсмокомплексов (от 10 км в районе Северо-Сарыбулакской СГЗ по всем комплексам до 4,0 км по окскобашкирскому СК в районе Жанажола). Карбонатные отложения Южно-Эмбинской платформы при переходе во внутренние части впадины образуют седиментационный уступ высотой до 400-600 м, за которым окско-верхнекаменноугольные отложения представлены карбонатно-глинистыми образованиями, толщинами вдвое-втрое меньшими, чем одновозрастные карбонатные отложения платформы. Особое место в Заволжско-Предуральской СГО занимает Бузачинский нефтегазовый район. Здесь палеозойские отложения, представленные формационно-возрастными подразделениями, характерными для южной части Прикаспийской провинции, интенсивно дислоцированы в тектонический цикл формирования склад-чатонадвигового пояса и вследствие этого не могут быть надежно сейсмостратиграфически охарактеризованы. Предуральская СГЗ соответствует Предуральскому краевому прогибу и характеризуется аномально большими (до нескольких км) толщинами гжельско-артинских молассовых отложений. Сейсмостратиграфия надсолевых отложений Надсолевой комплекс Прикаспийской впадины сложен преимущественно терригенными отложениями и с точки зрения тектонического строения разделяется на два сейсмогеологических этажа (СГЭ): интенсивноскладчатый и покровный. Граница между указанными СГЭ определяется по угловому несогласию и глубокому размыву. Возраст границ несогласия в различных районах Прикаспийской впадины изменяется. На этом основано сейсмогеологическое районирование надсолевых отложений. В качестве главного критерия для разделения впадины на сейсмогеологические области принят возраст основной поверхности несогласия, разделяющей складчатый и покровный этажи. По этому критерию Прикаспийская СГП разделяется на три сейсмогеологические области: Восточную, Прибортовую и Центральную (рис.14 ). 36 В Восточной сейсмогеологической области главная граница несогласия разделяет нижний триас и верхнюю пермь. Сейсмический горизонт "Д", характеризующий эту границу, залегает согласно с юрско-меловым комплексом. Покровный этаж этой зоны характеризуется значительными изменениями толщин: от 0-0,2 км на севере и плавно увеличивается к югу до 2,5-3 км. Внешняя граница Прибортовой СГО совпадает с резким нарастанием мощности триасовых отложений. Основной поверхностью несогласия, разделяющей этажи с различным типом складчатости, является граница юры и триаса (V отражающий горизонт). Центральная СГО по надсолевым отложениям пространственно соответствует Центрально-Прикаспийской депрессии. В этой области отмечаются две границы несогласия: первая - на уровне подошвы плиоцена, вторая - юры (рис. 15). Широкое развитие здесь получают неогеновые и палеогеновые компенсационные мульды. Схема сейсмогеологического районирования надсолевых отложений Прикаспийской впадины отражает определенную закономерность в формировании соляных куполов и межкупольных депрессий, состоящую в том, что возраст основной фазы образования этих структур постепенно уменьшается от северо-восточных бортовых районов к центру и юго-западу. В соответствии с этим изменяется и возрастной диапазон главных поверхностей несогласий. Основной границей, разделяющей соленосный и надсолевой структурно-тектонический комплекс, является сейсмический опорный горизонт VI, приурочиваемый к кровле соли. Возрастной диапазон границы между соленосными и терригенными отложениями изменяется. В Восточной СГО она проходит на уровне кунгурс-кнх и уфимских отложений, в Прибортовой и Центральной СГО - соответствует отложениям казанского воз37 раста. Вторая особенность, связанная с границей соль-надсолевые, относится к характеристике высоты (возрастного диапазона) "прорыва" надсолевых отложений соляными куполами. В Восточной СГО соль прорывает только верхнепермские и триасовые отложения. В Прибортовой и Центральной сейсмогеологических зонах высота прорыва увеличивается и соль непосредственно контактирует в сводах куполов с юрскими, меловыми, палеогеновыми и неогеновыми образованиями (рис. 15). Верхнепермские отложения изучены, главным образом, в прибортовых зонах Прикаспийской впадины. В центре они вскрыты лишь в опорной Аралсорской скважине СГ-1. В разрезе верхней перми выделяются осадки всех трех ярусов - уфимского, казанского и татарского. Отложения уфимского яруса на восточной периферии представлены красноцветными аргиллитами и алевролитами с прослоями ангидритов. Западнее в разрезе появляются пласты солей, которые (предположительно) в центральных частях впадины полностью замещают осадки сульфатно-терригенного состава. Казанский ярус состоит из кирпично-краснобурых аргиллитов, алевролитов с редкими прослоями мелкозернистых известняков. Такой же состав имеют и татарские отложения при заметном увеличении песчанистости и появлении грубообломочных пород. Отложения верхней перми занимают различные по размерам межкупольные мульды и могут достигать мощности в несколько километров. На различных локальных участках выделяются горизонты, имеющие индексы Р, Q, S, РТ и т.д. Однако эти горизонты не имеют определенной возрастной привязки и не отождествлены между различными площадями. В целом степень изученности верхнепермских отложений в настоящее время такова, что детальное расчленение их в пределах всего бассейна невозможно. Триасовый сейсмокомплекс исследован значительно полнее, чем верхне-пермский. Нижнетриасовые отложения в восточной части впадины представлены красноцветными грубообломочными континентальными породами (песчаники, алевриты, аргиллиты и др.). На юго-западе и юге встречены сероцветные морские отложения, состоящие из чередования глин, известняков и доломитов с подчиненными прослоями песчаников и алевролитов. Их максимальная мощность в южной части междуречья Урал-Волга достигает 1000 м. Для среднего триаса характерно развитие морских сероцветных терригенно-карбонатных пород в западной, центральной и юговосточной частях Прикаспийской впадины. Представлены они известняками, мергелями, глинами и алевролитами. Подчиненное значение имеют песчаники и доломиты. Общая мощность морских осадков среднего триаса колеблется в указанных районах от 200 до 480 м. Восточнее левобережья р. Урал сероцветные морские отложения замещаются континентальными красноцветными молассоидными песками, песчаниками, алевролитами и глинами с прослоями известняков. Их суммарная мощность в восточной части Прикаспийской впадины колеблется от 180 до 1750 м. Отложения верхнего триаса залегают на нижележащих (средне-, местами нижнетриасовых) почти повсеместно с несогласием, связанным с размывом. Представлены они пестроцветными (большей частью серыми) исключительно терригенными разностями, накопившимися в континентальных условиях. Преобладающими являются песчаники, пески, алевролиты и глины при подчиненном значении конгломератов. Наиболее полные разрезы верхнего триаса встречены в центральной, восточной и юго-восточной частях Прикаспийской впадины. Мощности рассматриваемых отложений достигают 613 (Аралсорская опорная скв.) - 800 м (Хобдинская опорная скв.), сокращаясь к восточному борту (в районе Южной Эмбы) до 150-200 м. В целом для триаса характерна значительная латеральная изменчивость. Это препятствует разработке достаточно строгих критериев его расчленения на основе сейсмостратиграфического подхода. Покровный этаж всех сейсмогеологических областей характеризуется наличием серии опорных отражающих горизонтов, делящих разрез на ряд сейсмокомплексов, многие из которых обладают яркими сейсмостратиграфическими характеристиками. Юрские отложения, заключенные между III и V отражающими горизонтами формируют во всей рассматриваемой сейсмогеологической провинции плоскопараллельные покровы и подразделяются на четыре комплекса (СК): рэт-лейасовый (между горизонтами VI-V), тоар-ааленский (V-IV), среднеюрский (IV-IIIa) и верхнеюрский (Ша-Ш). Рэт-лейасовый СК распространен только в прибортовой и частично в Центральной СГО, где он слагает базальную часть платформенного разреза, в отдельных понижениях рельефа размытой поверхности триаса, в то время как в других областях он отсутствует. Представлен он песчано-глинистыми континентальными и прибрежноморскими отложениями, а на временных разрезах выражен прерывистой низкоинтенсивной записью с субгоризонтальными отражающими элементами. Тоар-ааленский сейсмокомплекс распространен практически повсеместно. В Восточной СГО он выполняет лишь отдельные локальные прогибы, а в Прибортовой и Центральной областях имеет небольшие мощности, вследствие чего IV отражающий горизонт, как правило, в Прикаспийской впадине не выделяется (за редким исключением). Тоар-ааленские отложения представлены терригенными континентальными отложениями и лишь в Центральной области - мелководно-морскими терригенными отложениями. 39 и 40 Для полноты представлений о наиболее важных особенностях геологического строения Прикаспийской впадины кратко рассмотрим схему районирования земной коры как в пределах самой впадины, так и по пограничным с ней районам. На основе сопоставления региональных и локальных составляющих гравиметрического и магнитного полей устанавливается контрастно выраженное блоковое строение земной коры. Выделяются следующие блоки с различной геофизической характеристикой: Волго-Уральский, Центрально-Прикаспийской, АстраханскоАктюбинский, Северо-Каспийско-Южно-Эмбинский, а также пограничные с ними Северо-Устюртский, Мангышлак-Туаркырский и Уральский блоки. Границами блоков являются глубинные разломы (рис. 16). Рельеф подошвы земной коры в рассматриваемом регионе колеблется на отметках - 32-52 км, при этом в Центрально-Прикаспийской депрессии отмечаются две зоны наименьших глубин: Хобдинская и Аралсорская с глубинами 32-35 км и Северо-Каспийско-Южно-Эмбинская с глубинами подошвы земной коры - 37-38 км в пределах юг-юго-восточной периферии. Указанным наиболее высоким отметкам мантийного слоя отвечает наиболее глубокий прогиб по кровле фундамента, т.е. фиксируется четко выраженный обращенный рельеф. Причины образования такой глубокой депрессии с безгранитной корой объясняются различными группами исследователей по разному. Существуют представления, согласно которым главная роль в формировании впадины отводится горизонтальному раздвигу земной коры с образованием в зоне раздвига коры океанического типа. По другим представлениям длительный подъем мантии прогревал подошву литосферы в пределах континентальной платформы и за счет вертикального перераспределения подкорового вещества поверхность литосферы интенсивно погружалась. С нашей точки зрения возможны варианты представлений, согласно которым горизонтальный раздвиг мог явиться следствием подъема мантийного диапира и последующей деструкции земной коры. Учитывая, что затронутый вопрос не имеет непосредственного значения для оценки перспектив нефтегазоносности осадочного чехла, нет необходимости рассматривать его более детально. В то же время, представления о возрасте и структуре поверхности фундамента перечисленных ранее блоков земной коры, имеют принципиальное значение для оценки перспектив, так как они определяют нижнюю границу чехла и структурные соотношения фундамента с базовыми поверхностями внутри осадочного комплекса. Последнее особенно важно в плане выяснения особенностей развития разноразмерных структурных элементов. Из числа блоков земной коры, выделенных в пределах современной Прикаспийской впадины, наиболее изученным бурением является Волго-Уральский. Породы фундамента представлены здесь различного типа гнейсами и амфиболитами архей-протерозойского возраста. Теоретически породы рифея, кембрия, ордовика и силура могут входить в категорию осадочных пород, требующих оценки перспектив, однако с учетом реальной геологической ситуации такая оценка, как правило, охватывает осадочный чехол до девонских отложений включительно. По остальным блокам коры практически нет прямых данных о возрасте фундамента, поэтому все представления по этому поводу имеют гипотетический характер и базируются преимущественно на вариантах интерпретации геофизических материалов. В соответствии с указанными гипотезами интервал возраста фундамента колеблется от дорифейского до докембрийского (в ряде случаев до додевонского). С учетом глубин залегания отложений докунгурского разреза, в обозримой перспективе в Прикаспийской впадине будет представлять практический интерес осадочный комплекс до девонских отложений включительно. Несмотря на проблематичность возраста нижних секций осадочного чехла, структурные соотношения по базовым поверхностям всего разареза имеют важнейшее значение для выяснения особенностей эволюции структурных элементов разного ранга. Ниже приводятся некоторые соображения по этому вопросу. Структурно-тектоническое районирование поверхности фундамента Выше уже отмечалось, что коллективом казахстанских и российских геологов и геофизиков под руководством Ровнина Л.И., Чакабаева С.Е., Неволина Н.В. в 1986 г. была составлена достаточно надежная карта по поверхности гетерогенного фундамента Прикаспийской впадины. С учетом вносимых в неё дополнений и изменений эта карта является наиболее информативной для целей структурно-тектонического районирования. Основа этой карты с частичными дополнениями использована нами при выделении крупных и средних структурных элементов (рис. 17). Следует сразу подчеркнуть, что предлагаемая нами схема структурно-тектонического районирования принципиально не отличается от большинства существующих схем районирования фундамента Прикаспийской впадины, хотя в некоторых случаях уточнены границы элементов и их названия. Сохраняются её главные особенности наличие системы мегаблоков, охватывающих крупнейшие положительные и отрицательные структуры. К ним, в первую очередь, относятся Север-северо-западная бортовая зона, Волгоградско-Оренбургская система моноклиналей, Центрально-Прикаспийский прогиб, Северо-Атырауская система моноклиналей, Астраханско-Актюбинская система поднятий и Тугаракчанский прогиб (рис. 17). В пределах части перечисленных элементов уверенно выделяются структуры более мелкого ранга, что особенно характерно для Астраханско-Актюбинской системы поднятий, а также Север-северо-западной бортовой зоны и Волгоградско-Оренбургской системы моноклиналей. В частности, в поверхности фундамента прослеживается группа поднятий (Астраханское, Карачаганак-ское, Енбекское и др.), имеющих важное значение для формирования положительных структур в осадочном чехле. Строение фундамента носит ярко выраженный блоковый характер, достаточно контрастно прослеживаемый в региональном плане. При этом четко фиксируемые мегаблоки, дифференцированные по особенностям структуры поверхности фундамента и ограничивающих их крупнейших разломов, как правило, делятся системой радиальных нарушений на дополнительные блоки. В пределах каждого из таких блоков поверхность фундамента будет ещё более резко дифференцирована, о чем, в частности, свидетельствуют результаты детальных работ на отдельных участках востока, севера и северо-запада Прикаспийской впадины. Принципиально важным явилось выяснение характера строения фундамента и чехла в акватории Каспийского моря, выполненное в рамках специальных работ по оценке перспектив нефтегазоносности Казахстанского сектора Каспия. Эти данные позволили определить особенности строения южных, юго-западных районов Прикаспийской впадины и характер их сочленения с валом Карпинского и Бузачинским поднятием. Большие глубины залегания фундамента на подавляющей части впадины тотально ограничивают возможности прямого изучения его глубин и вещественного состава глубокими скважинами. 42 Структурно-тектоническое районирование эйфельско-нижнефранского комплекса Острая необходимость создания структурной схемы, показывающей строение средне-верхнедевонских отложений, возникла несколько лет тому назад в связи с появлением прямых геохимических данных о генерационном потенциале эйфельско-живетского комплекса. К этому времени по отдельным участкам бортовых зон впадины существовали либо фрагменты, либо частично обобщенные материалы по отражающему горизонту П2а, стратиграфически привязанному на Казахстанской части к подошве карбонатного девона - кровле терригеннокарбонатного девона. Фактически в казахстанском Прикаспии этот горизонт отождествлялся с кровлей нижнефранского яруса. При аналогичной возрастной привязке в российском Прикаспии этот горизонт индексировался как П3. В результате комплексного обобщения всех имеющихся материалов была создана единая структурная схема, которая при всей своей условности на большей части территории впадины всё же даёт более полное представление о структуре эйфельско-нижнефранского комплекса. Эта схема свидетельствует о сохранении крупнейших структурных элементов, выделенных ранее по поверхности фундамента (рис. 18). В то же время отмечается ряд морфологических особенностей таких элементов, как Ново-Алексеевский прогиб, соединение которого с Центрально-Прикаспийским прогибом является проблематичным. Значительно сужается Туга-ракчанский прогиб и в его западной Приморской части появляется Тенгизское поднятие, совершенно не фиксируемое по поверхности фундамента. Значительно меньшей по ширине становится Астраханско-Актюбинс-кая система поднятий, при этом не прослеживается в её северо-восточной части Ащикольское, Караулкель-динское и Коскульское поднятия, контрастно выраженные по поверхности фундамента. В Север-северо-западной зоне также намечается ряд изменений, связанных с фиксацией Чинаревского и Утвинского поднятий, а также "сглаживанием" Паласовского поднятия и выделением на его месте довольно четко выраженной одноименной ступени. В целом, при сохранении основных особенностей строения поверхности фундамента, девонский структурный план при его значительной нарушенности всё же менее контрастен и в определенной мере "сглаживает" структуру поверхности фундамента. Опыт поисковых и разведочных работ на локальных участках показывает, что доверхнефранский комплекс сильно нарушен различного рода нарушениями и эта особенность его строения будет без сомнения характерной для всего Прикаспия. То, что она находит лишь частичное отражение на приводимой структурной схеме в определенной мере объясняется масштабом исследований. Структурно-тектоническое районирование верхнефранско-московского комплекса В идеальном случае для целей районирования было бы целесообразно расчленить указанный комплекс на верхнефранско-турнейский и визейско-московский, так как значительное изменение структурного плана на востокеюго-востоке Прикаспия происходит на уровне турнейского яруса. К сожалению построить сводные структурные карты до сих пор не удается, а имеющиеся фрагменты по локальным участкам востока впадины лишний раз подтверждают целесообразность и необходимость подобных построений. Именно по указанным причинам приходится использовать для целей районирования наиболее достоверную структурную поверхность - горизонт П2. Эта поверхность в большей мере отражает строение визе - московской части разреза в пределах всей впадины и в меньшей - франско-турнейской части разреза на востоке и юго-востоке впадины. Структурный план рассматриваемого комплекса заметно отличается от описанных ранее (рис. 19). Так, не фиксируются такие важнейшие элементы, как Астраханско-Актюбинская система поднятий и Тугаракчан-ский прогиб. За счет интенсивных этапов сжатия формируется крупная инверсионная структура - Южно-ЭмбинскоЖанажольская ступень, включающая в себя Жанажол-Торткольскую систему поднятий и Южно-Эмбинское поднятие. В связи с интенсивной карбонатной седиментацией в пределах внутрибассейновых карбонатных платформ более контрастно проявляются Астраханское, Карачаганакское поднятия и Каратон-Тенгизская система поднятий. Погружение бортовых и прибортовых частей носит четко выраженный ступенчатый характер, среди которых наиболее протяженной является Маткен-Коздысайская ступень. Важнейшим элементом структуры является седиментационный карбонатный уступ визейско-башкирского и визейско-мос-ковского возраста, прослеженный на значительной территории по периферии Прикаспийской впадины. Весьма существенно расширяются размеры Северо-Атырауской системы моноклиналей, при этом в её пределах появляются отдельные локальные террасы. В локальном плане принципиально важной особенностью является развитие бескорневых структур, что характерно не только для Южно-Эмбинско-Жанажольской но и, частично, для Каратон-Тенгизской системы поднятий. Существенно снижается степень нарушенности комплекса, однако в восток-юго-восточной части впадины она сохраняется достаточно высокой. Протяженные субмеридиональные нарушения играют ярко выраженную структуроформирующую роль, что подтверждается развитием вдоль них антиклинальных линий, 44 объединяющих, как правило, несколько локальных поднятий. Последние здесь относятся к типу брахиантиклиналей, сформированных за счет тектонических движений. Другой тип ловушек развит вдоль всего визей-скобашкирского карбонатного уступа. Как правило, это преимущественно седиментационный тип ловушек в основном мелких и средних по размерам с амплитудами от первой сотни метров, до 700 м. Супергигантские ловушки - Карачаганак, Тенгиз, Астраханское относятся к типу тектоно-седиментаци-онных и развиты только в пределах внутрибассейновых карбонатных платформ. В конце 80-х годов в терригенном нижнем карбоне восточного борта впадины был выявлен тип тектонически экранированных ловушек, связанный с зонами надвигов. Наиболее представительной ловушкой в этом плане является Локтыбай. В целом использование горизонта П2 позволяет вполне удовлетворительно выполнить структурно-тектоническое районирование верхнефранско-московского комплекса, но при этом необходимо помнить, что в пределах восток-юго-восточной части впадины региональная структура низов и верхов комплекса имеет противоположное падение (обращенная структура). Структурно-тектоническое районирование касимовско-артинского комплекса На значительной части Прикаспийской впадины этот комплекс рассматривается в качестве единого "позднекаменноугольного-раннепермского" из-за того, что зачастую невозможно достоверно определить границу между верхним карбоном и нижней пермью. Особенно это относится к восток-юго-восточной части впадины, где указанный комплекс представлен терригенными породами с близким набором литологических разностей. Региональная структура этого комплекса в сравнении с подстилающими отложениями приобретает ещё более выраженный характер разновыположенных ступеней с общим региональным наклоном от бортов к центру впадины (рис. 20). В целом все крупные структурные элементы здесь сохраняются, но контрастность их резко снижается даже для таких элементов, как Астраханское и Енбекское поднятия, а также Каратон-Тенгизская система поднятий. Характерным структурным элементом рассматриваемого комплекса является четко выраженный седиментационный нижнепермский карбонатный уступ, протягивающийся на сотни км в север-северо-западной части Прикаспийской впадины. Для комплекса характерно также наличие крупных конусов выноса в восток-юго-восточной части При-каспия и глубоких врезов преимущественно в междуречье р. Урал-Волга. Таким образом поэтажное структурно-тектоническое районирование докунгурского палеозоя создает надежную основу для дифференцированной оценки потенциальных ресурсов углеводородов и позволяет удовлетворительно решить следующие вопросы: - по каждому из этажей обосновать и проследить в пространстве не только систему основных структурных элементов (мегаблоков), но и структур меньшего ранга, что имеет важнейшее значение при оценке прогнозных ресурсов; - исходя из структурных особенностей наметить наиболее благоприятные участки вероятностного нефтегазообразования и нефтегазонакопления; - конкретизировать параметры для оценки потенциала эйфельско-нижнефранского комплекса с учетом таких его особенностей, как повышенная нарушенность и отсутствие региональных флюидоупоров (покрышек); - обоснованнее подойти к реальной оценке ресурсов углеводородов с учетом глубин залегания каждого из оцениваемых комплексов. Перечисленные структурные особенности максимально учтены при составлении Карты прогноза нефтегазоносности. Структурно-тектоническое районирование мезозойского комплекса Все исследователи, занимающиеся вопросами нефтегазоносности надсолевых отложений, отмечают, что изза влияния солянокупольной тектоники, обусловившего ячеистое строение указанного комплекса, практически невозможно выполнить по нему стандартное структурно-тектоническое районирование. Поэтому различными группами до сих пор применяются нестандартные приемы построений "осред-ненного" структурного плана по базовым (подошва мела, подошва юры) поверхностям с использованием комплекса геофизических данных, районирования по типам соляных куполов, ориентировке и концентрации разрывных нарушений и др. В практике поисковых работ более широко применялась методика построения "осредненных" структурных карт по базовым поверхностям, на основе которых выделялись "относительно приподнятые" и "относительно опущенные" зоны. Пространственное размещение месторождений анализировалось с учетом отмеченных "осредненных" схем структурно-тектонического районирования, хотя было совершенно очевидно, что "относительно приподнятые или опущенные" зоны не являются в классическом виде крупными положи47 тельными или отрицательными структурами (поднятиями, сводами, валами, прогибами, впадинами, депрессиями). Справедливости ради надо отметить, что эта методика разделялась и разделяется до сих пор далеко не всеми исследователями и имеет как активных сторонников, так и не менее активных противников. Понимая значительную условность подобных схем, мы все же являемся сторонниками применения построения региональной структуры методом осреднения, так как с нашей точки зрения при комплексном использовании сейсмических и гравиметрических данных с имеющимися буровыми материалами даже "осред-ненный" структурный план позволяет получить представления о региональной структуре рассматриваемых отложений, что в сочетании со знанием особенностей строения и нефтегазоносности докунгурского палеозоя дает возможность более обоснованно прогнозировать нефтегазоносность надсолевого комплекса. Следует при этом подчеркнуть, что надсолевой разрез четко подразделяется на три крупных структурных этажа: до-юрский; юрско-палеогеновый и неогеновый. Первый является наиболее сложным по строению и построить для него единую региональную структурную карту даже методом осреднения невозможно. Второй является типичным плитным комплексом, осложненным солянокупольной тектоникой, и для него обычно строится методом осреднения две базовых поверхности - V отражающий горизонт по подошве комплекса и III отражающий горизонт по подошве меловых отложений (т.е. внутри комплекса). Третий, неогеновый, залегает фактически горизонтально на различных стратиграфических подразделениях от верхнего мела до палеогена включительно и в структурном отношении интереса не представляет. В практике исследований встречались случаи построения структурных карт по верхнепермским, внутри-триасовым и верхнемеловым отложениям, но все они, как правило, выполнялись по локальным участкам (зонам) Прикаспийской впадины. Таким образом два базовых горизонта - V и III, на нашему мнению дают достаточно надежную основу для структурно-тектонического районирования важнейших нефтегазоносных комплексов - юрского и нижнемелового. При этом многолетние исследования показали, что для удовлетворительного решения поставленных региональных и локальных задач оптимальным радиусом осреднения является интервал 9-12 км. В нашем конкретном случае радиус осреднения составил 10 км (осреднение выполнено А. Матусевичем). Анализ структуры подошвы юры (осредненный горизонт V) показывает, что в региональном плане четко выделяется протяженная на сотни километров при максимальной ширине до 220 км гипсометрически приподнятая территория, опоясывающая не менее четко выраженную депрессионную зону в центральной и северо-западной частях впадины. На юго-востоке она плавно переходит в обширную моноклиналь, которая в акватории Каспия осложнена серией ступеней. Указанная "относительно приподнятая" крупнейшая региональная структура состоит из серии более мелких приподнятых зон от Азгирской на западе до Шубаркудук-Акжарской на северо-востоке и Карповской на севере (рис. 21). Эта система "относительно приподнятых" зон в плане близка к описанным ранее Астраханс-ко-Актюбинской системе поднятий фундамента и нижнего яруса чехла, а также современной север-северозападной бортовой части Прикаспийской впадины по докунгурскому палеозою. Несмотря на довольно сложную конфигурацию границ отдельных зон, обусловленную осреднением глубин базовой поверхности в условиях солянокупольной тектоники, выделенные элементы характеризуются удовлетворительной степенью достоверности и в первом приближении могут служить основой для выяснения регионального и зонального структурного контроля нефтегазоносности. К сожалению, определение подобного контроля для верхнепермского комплекса невозможно в региональном плане и крайне затруднено в зональном плане, что связано со значительной его дислоцированностью и резкой дифференциацией структур даже на локальных участках. Выполненное поэтажное структурно-тектоническое районирование расширило возможности для обоснованного выделения в пределах докунгурского разреза Прикаспийской впадины геологических областей со своими специфическими особенностями геологического строения. Так, представляется оправданным выделение в Прикаспии четырех областей: Север-Северо-Западной, Центральной, Астраханско-Актюбинской и ЗаволжскоПредуральской. Север-Северо-Западная геологическая область охватывает районы внешнего обрамления впадины в пределах Казахстана, район протяженных седиментационных разновозрастных (девонских, башкирско-визей-ских и раннепермских) уступов с прилегающими участками моноклинального склона в зоне перехода от шель-фовых мелководных отложений к депрессионным осадкам. Анализ базовых структурных поверхностей показывает, что эта геологическая область с незначительными различиями прослеживается по всему докунгурскому разрезу Север-Северо-Западной части впадины и три геологических района, отмеченных выше, являются её главными составляющими. Благодаря достаточно высокой степени геолого-геофизической изученности, по области имеется необходимая поэтажная структурная основа и достоверные сведения о вещественных параметрах осадочной толщи. В пределах докунгурской части чехла менее изучена дофаменская часть разреза, которая по имеющимся материалам характеризуется типично блоковым строением со всем набором сопутствующих геологических особенностей (резкие колебания толщин, наличие горстовых зон и грабенов, широкое развитие стратиграфических несогласий и т.д.). 49 Центральная геологическая область охватывает наиболее погруженную центральную часть Прикаспийской впадины совместно с частью Северо-Атырауской и Волгоградско-Оренбургской систем моноклиналей. Прямые данные о докунгурском разрезе здесь отсутствуют. Астраханско-Актюбинская геологическая область наиболее контрастно прослеживается только в нижних ярусах чехла и представляет собой крупнейшую систему поднятий по поверхности фундамента и дофа-менской части разреза. По вышележащим отложениям она фиксируется фрагментами в виде локализованных зон поднятий, развитых преимущественно по её южной и восточной периферии. Принципиально важным при этом является тот факт, что указанные зоны поднятий связаны главным образом с крупнейшими внутрибас-сейновыми карбонатными платформами, в пределах которых имеются гигантские ловушки тектоно-седимен-тационного типа. По своим геологическим параметрам Астраханско-Актюбинская область является наиболее дифференцированной. Заволжско-Предуральская геологическая область выделена после проведения обобщающих работ по Северному Каспию. Оказалось, что выделяемый на суше Тугаракчанский прогиб продолжается через Северную акваторию Каспия в район Заволжья, образуя крупнейшую Заволжско-Тугаракчанско-Предуральскую систему прогибов. Именно она в последующем подверглась интенсивному сжатию и инверсии на девон-каменноугольном этапе. В результате образовался обращенный структурный план с направлением падения пород в нижних секциях чехла на юг-юговосток и восток, а по верхним секциям докунгурского разреза - к центру впадины, т.е. на запад-северо-запад. Горизонтальные движения обусловили возникновение в этой зоне специфических "бескорневых" структур, образовавшихся главным образом во фронтальных зонах надвигов. Указанные структуры имеют амплитуды до 500 м по верхним секциям палеозойского разреза и не прослежены в нижележащих отложениях. Указанная область с характерными геологическими особенностями выделена впервые. Выполненная поэтажная структурная дифференциация всего разреза осадочного чехла заложена в основу нефтегазогеологического районирования. Она позволила сделать ряд важных выводов, уточняющих структурные критерии оценки перспектив нефтегазоносности. К числу этих выводов относятся: - геологическая целесообразность и необходимость подразделения впадины на ряд областей и районов, характеризующихся своими особенностями геологического строения и развития; - наличие достаточно четкой структурной дифференциации по различным этажам осадочного чехла, что позволяет детализировать последующее нефтегазогеологическое районирование; - необоснованность существующих представлений о преимущественно унаследованном характере развития большинства структурных элементов разного ранга внутри впадины, с которым ряд исследователей связывал степень перспективности зон и локальных объектов; - установление возрастных уровней, на которых происходила наиболее резкая перестройка структурных планов в различных областях впадины, что в ряде случаев могло привести к разрушению первичных залежей; - выявление важнейшей роли цикла горизонтальных движений на девонско-каменноугольном этапе, сформировавшего протяженный складчато-надвиговый пояс и широкую гамму "бескорневых" структур в его пределах; - наличие слабой, но всё же видимой региональной и зональной связи между структурой подсолевых и надсолевых отложений, что в последующем оказало влияние на распределение нефтегазоносности в ряде зон. Характеристика месторождений и закономерности распределения нефтегазоносности На начало 2002 года в Казахстанской части Прикаспийской впадины выявлено 128 месторождений углеводородов с различными сочетаниями нефти, газа и конденсата. На карту прогноза нефтегазоносности вынесено 125 месторождений. В число оставшихся трех входят надсолевые месторождения Кундыбай, Уаз и Сайгачье, открытые в последние годы в Атырауской и Актюбинской областях. Среди выявленных месторождений 92 связано с надсолевыми и 36 - с подсолевыми отложениями. Доказанная промышленная нефтегазоносность охватывает необычайно широкий стратиграфический диапазон осадочного чехла, включающий девонский, каменноугольный, пермский, триасовый, юрский, меловой, палеогеновый и неогеновый комплексы. Выявленные месторождения характеризуются многообразием типов ловушек, величин запасов, фазового состояния углеводородов, концентраций кислых компонентов и т.д. Крупнейшие и гигантские по запасам месторождения приурочены к карбонатным отложениям докунгурского палеозоя. В надсолевом комплексе основная нефтегазоносность связана с триасовыми, юрскими и нпжнемеловыми песчано-алевролитовыми пластами и пачками. Ниже приводится краткая характеристика наиболее типичных месторождений по выделенным ранее геологическим областям. Северо-Западная область Карачаганак Открыто в 1979 г. Приурочено к тектоно-седиментационной структуре субширотного простирания с амплитудой до 1800 м (рис. 22). Доказана продуктивность каменноугольных и нижнепермских карбонатных отложений, в которых выявлена нефтегазоконденсатная залежь с высотой газоконденсатной части 1420 м и нефтяной подушки - 200 м. Продуктивными являются биогермные и биогермно-детритовые известняки, доломиты и переходные разности. Коллекторы порового и порово-кавернозного типа со средними значениями пористости 9,4% для газовой части и 10,7% - для нефтяной и проницаемостью до 80 мд. Начальное пластовое давление 53,8-56,7 МПа, пластовая температура 67-89°С. Содержание стабильного конденсата в газе 486-644 г/см3. Дебиты газа до 590 тыс. м7сут., конденсата 500 м3/сут., нефти до 326 м7сут. Плотность нефти 810-888 кг/м3, конденсата 778-814 кг/м3. Сепарированный газ содержит сероводорода 2,96-3,84%, двуокиси углерода 5,18-6,96%. Содержание серы в нефти 0,54-1,98%, парафина 3,71-6,64%. Наряду с описанной основной залежью доказана нефтеносность верхнедевонских отложений на глубинах свыше 5,5 км, а также нефтеносность иреньской свиты и газоконденсатность филипповских отложений кунгур-ского яруса. Западно-Тепловское Открыто в 1973 г. Приурочено к типичной рифогенной ловушке с доказанной продуктивностью карбонатных пород артинского яруса и филипповских отложений кунгурского яруса (рис. 23). Залежь газоконденсатная с нефтяной оторочкой. Высота залежи 185 м, в том числе нефтяной части 35 м. Коллекторами являются биогермные и био-морфнодетритовые известняки (редко - доломиты) с пористостью 10-15% и проницаемостью 53-83 мд. Начальные дебиты газа до 340 тыс м3/сут, нефти - до 117.5 м3/сут на 10 мм штуцере. Содержание конденсата в газе 218-316 г/м3. Начальное пластовое давление 31,4-34,2 МПа, температура 73-80°С. Плотность нефти 842 кг/м3, конденсата 756 кг/м3. Сероводород в газе до 1%, парафин в конденсате до 16%, сера в конденсате до 0,2%. Каменское Открыто в 1986 г. Приурочено к межсолевой части карбонатных пород калиновской свиты нижнеказанского яруса верхней перми, развитой в сложно построенной межкупольной зоне (рис. 24). Установлена залежь с содержанием конденсата до 40 г/м3. Залежь по типу пластовая, сводовая и тектонически экранированная с доказанной высотой 530 м. Продуктивные известняки и доломиты перекрыты верхнепермской (казанской) солью. Коллекторы порового и порово-трещинного типа с пористостью 5.7-12,6%. Начальное пластовое давление 45,4 МПа. Температура - 78°С. Дебиты газа изменялись в пределах от 6,4 тыс м 3/сут. до 1280 тыс м3/сут. Газ метановый (87%) с содержанием сероводорода 0,93-1,65%. Центральная область Шингиз Открыто в 1986 г. Приурочено к соляной гряде, осложняющей пологий западный склон одноименного соляного купола (рис. 25). Доказана нефтеносность нижнего триаса с пористостью песчаников 23%. Максимальный дебит нефти достигал 28 м3/сут на 6 мм штуцере. Нефть плотностью 816 кг/м3, малосернистая 0,26%, парафинистая 5,1%. Дараймола Открыто в 1975 г. В тектоническом отношении представляет собой солянокупольную структуру скрытопрорванного типа. Системой разрывных нарушений и грабеном надсолевые отложения разделены на южное, восточное и северо-западное крылья. Амплитуда продуктивной складки по кровле коллекторов (рис. 26) превышает 120 м. Высота залежей равна 19 и 26 м, средняя эффективная толщина 13 и 32 м, нефтенасыщенная 7,3 и 10,8 м, размеры ловушек - 0,6x2,1 км. Продуктивными являются мелкозернистые песчаники и алевролиты средней юры (горизонт I) и нижней юры (горизонт II), залегающие на глубинах 461-480 м и 486-524 м. Коллекторы поровые с открытой пористостью 18,219% и проницаемостью 0,016 мкм2. Нефтенасыщенность коллекторов - 54 и 80%. По характеру резервуара залежи пластовые сводовые, тектонически экранированные. 52 I Начальные пластовые давления и температура 5,3- 5,6 МПа и 35°С. Дебит нефти среднеюрской залежи не превышал 7 м7сут на 3 мм штуцере. Плотность её 903 кг/м 3. Нефть сернистая (0,54%), парафинистая (2,97%), высокосмолистая. Содержание силикагелевых смол и асфальтенов достигает 56%. Дебит нефти нижнеюрского горизонта 17,8 м3/сут на 5 мм штуцере. Нефть плотностью 889 кг/м3, содержание серы и парафина аналогично залежи средней юры. Содержание смол и асфальтенов снижается, достигая 37%. Газонасыщенность пластовой нефти - 8,2 м3/т. Матин Открыто в 1986 г. В структурном отношении представляет собой антиклинальное поднятие, осложнённое многочисленными тектоническими нарушениями. Выделяются три основных сброса меридионального простирания с амплитудами от 60 до 100 м. Эти сбросы ограничивают грабен, разделяющий надсолевые отложения на три крыла: восточное, северо-западное и южное (рис. 27). Нефтегазоносность связана на северном поле восточного крыла с неокомскими (горизонты I и II) и среднеюрскими отложениями (1, II, III, IV). Глубина залегания соответственно 467-576 и 600-767 м. На южном поле восточного крыла выявлен продуктивный горизонт в отложениях пермотриаса. На северозападном крыле продуктивны отложения апта (горизонты II, III) и породы средней юры (I-IV). На южном крыле продуктивны только отложения аптского горизонта. Высота залежей колеблется от 50 до 100 м. Тип залежей - пластовые, сводовые, экранированные тектонически и литологически. Эффективные мощности горизонтов изменяются от 3 до 7 м на восточном крыле и с 8 до 10 м на южном. Коллекторы представлены мелкозернистыми, глинистыми, слабокарбонатными алевролитами с открытой пористостью от 24 до 31%. Наименьшая пористость 18,5% отмечена в пермотриасе. Проницаемость продуктивных горизонтов 0,31 - 0,61 мкм2 в меловых отложениях и 0,041-0,29 мкм2- в среднеюрских. Начальные пластовые давления 6,04-10,38 МПа, температура 12-36°С. Дебиты нефти 4,57-36,9 т/сут, на восточном крыле они ниже - от 4 до 21,5 т/сут. Нефти месторождения относятся к маловязким, малопарафинистым, малосернистым, высокосмолистым. Плотность сепарированной нефти 884-899 кг/м3. Выход фракций до 300°С составляет 31,5%. Газосодержание 0,53-14,4 м3/т. В пермотриасовой залежи нефть плотностью 762 кг/м3, содержит до 10% смол. Выход фракций до 300°С достигает 77%. Свободный газ продуктивных пластов неокома и юры состоит на 85% из метана. Болганмола Месторождение выявлено в 1964 г. Структура Болганмола (рис. 28) представляет собой полусводовое поднятие, экранированное по восстанию и латерали примыканием к соляному ядру (рис. 28). Залежь пластовая, литологически ограниченная. Продуктивные отложения вскрыты на глубине 1828 м. Коллекторами являются песчаники и алевролиты нижнего триаса с пористостью до 20%. Эффективная нефтенасыщенная толщина равна 3 м. Дебит нефти с примесью воды составил 7 м3/сут. при динамическом уровне 1140 м. Нефть плотностью 839 3 кг/м , малосернистая (0,13%), высокопарафинистая (15,4%), смолистая (17%), с содержанием фракций, выкипающих до 200°С, -17,5%. Астраханско-Актюбинская область Имашевское Приурочено к подсолевому локальному поднятию, осложняющему восточную периклиналь Астраханского свода. Продуктивны известняки башкирского яруса среднего карбона (рис. 29). Залежь массивная высотой 276 м и является частью Астраханского газоконденсатного месторождения. Пористость коллекторов 9,5%, газонасыщенность 0,77. Дебиты газа до 420 тыс. м3/сут, конденсата около 100 м3/сут на 14 мм штуцере. Плотность конденсата 805-807 3 кг/м . Начальное пластовое давление 61,0 МПа, температура 102°С. Сероводород в газе 15,7%. Содержание меркаптанов в конденсате 250 мг/л. Забурунье Открыто в 1981 г. и является первым месторождением, выявленным в надсолевом комплексе межсолевой мульды. Доказана нефтегазоносность апт-неокомских отложений нижнего мела (рис. 30). Песчаные коллекторы имеют пористость 29-31%, проницаемость 0,23-1,0 Дарси. 56 . ?f9f* я тэ в w Начальные дебиты нефти 14-72 м3/сут, газа - 43,4 тыс м3/сут. на 7 мм штуцере. Начальное пластовое давление 8,5-10,3 МПа. Температура 46°С. Плотность нефти 892 кг/м 3, сера в нефти 0,26-1,26%, парафин 1,75%. Новобогатинское Юго-Восточное Открыто в 1982 г. Приурочено к ловушке, развитой под соляным карнизом (рис. 31). Доказана нефтеносность пермотриасовых отложений с пористостью терригенных коллекторов 15-21% и проницаемостью 1-9 мд. Начальные дебиты нефти 2,8-57.6 м3/сут. на 5 мм штуцере. Начальное пластовое давление 15.1-23,6 МПа, температура 42-51°С. Плотность нефти 632-838 кг/м 3, содержание серы 0,05-0.24%, парафина 1,6-3,5%. Камышитовое Юго-Западное Открыто, в 1962 г. Приурочено к солянокупольной структуре. Доказана нефтегазоносность пермотриаса, средней юры и нижнего мела (рис. 32). Пористость песчаных коллекторов 21-27%, проницаемость 0,14-1,699 Дарси. Начальные дебиты нефти 10-34,6 м3/сут. на 5 мм штуцере. Начальное пластовое давление 2,38-8,03 МПа, температура 20-40°С. Плотность нефти 812 кг/м3, содержание серы в нефти 0,05-0,9%, парафина 1,5-4,92%. Тенгиз Открыто в 1979 г. Приурочено к тектоно-седиментационной антиклинальной складке коробчатой формы с крутыми крыльями и широким пологим сводом (рис. 33). Доказана нефтеносность верхнедевонских (фамен), нижне и среднекаменноугольных карбонатных отложений, представленных органогенными, органогенно-обломочными и биоморфными известняками с редкими прослоями и пачками аргиллитов и глинистых известняков. Пористость карбонатных коллекторов включает в себя поровые, порово-кавернозные, трещинные и комбинированные коллекторы с широким интервалом значений пористости и проницаемости. Залежь массивного типа с предполагаемой высотой 1550 м. Начальные дебиты нефти достигали 600 м3/сут. на 8 мм штуцере. Начальное пластовое давление 85-95 МПа, температура 106°С. Плотность нефти 789-815 кг/м3, сера в нефти 0,7%, парафин 3,69%. В растворенном газе сероводород достигает 23,5%. Кульсары Открыто в 1937 г. Приурочено к солянокупольной структуре. Нефтеносны пермотриасовые, верхне-среднеюрские и нижнемеловые отложения (рис. 34). Пористость песчаных коллекторов изменяется в пределах 24,7-30%. Максимальные значения пористости характерны для нижнемеловых пород. Проницаемость колеблется в интервале 0,387-1,1 Дарси в нижнем мелу; 0,005-0,45 Дарси в юре и 0,063-0,687 Дарси в триасе. Начальные дебиты нефти не превышали 36 м3/сут. Начальное пластовое давление 1,8-15,0 МПа, температура 16-53°С. Плотность нефти 785-919 кг/м3, серы не более 0,35%, парафина не более 2%. Кенбай (Котыртас Северный и Молдабек Восточный) Открыто в 1986 г. Приурочено к солянокупольной структуре, в том числе к надкарнизной части (рис. 35). Нефтеносны терригенные отложения триаса, средней юры и нижнего мела. Пористость песчано-алевролито-вых пород триаса 20-27%, проницаемость до 280 мд; меловых и юрских песчаников 29-40%, проницаемость 26-750 мд. Максимальные дебиты нефти из триасовых горизонтов достигали 74 м 3/сут. на 7 мм штуцере; в юрских и меловых отложениях - до 54 м3/сут. Начальные пластовые давления 2,4-11,9 МПа, температура 23-41,0°С. Плотность нефти в меловых отложениях 891-930 кг/м3, в юрских 877-898 кг/м3, в триасовых 780-807 кг/м3. Содержание серы в нефти не превышает 0,76 %, парафина 1,09 %. Каратюбе Открыто в 1966 г. Приурочено к сложно построенной солянокупольной структуре (рис. 36). Доказана нефтеносность верхней перми, триаса, нижней и средней юры, нижнего мела. Коллекторами являются песчаники и алевролиты с пористостью 15-34,8%, проницаемостью до 3,6 Дарси. Низкопроницаемые коллекторы приурочены к триасу и верхней перми. Пластовое давление 2-29,2 МПа, максимальная температура 58,5°С, максимальный дебит нефти 72 м3/сут. Плотность нефти 856-862 кг/м3 в доюрской толще и 920-970 кг/м3 - в меловых отложениях. В нефти содержится не более 0,72% серы, парафина 1,5-5,0%. 59 Кенкияк Открыты залежи нефти в надсолевом комплексе в 1959 г., в нижней перми - в 1971 г. и в каменноугольной толще - в 1979 г. Доказана нефтеносность карбона, нижней и верхней перми, триаса, юры и мела (рис. 37). Нефтеносность среднего карбона связана с известняками пористостью до 10% и проницаемостью 3-7 мд. Близкие параметры имеет терригенная продуктивная толща ассельско-артинского возраста. Начальное пластовое давление 67,7-79,6 МПа, температура до 100°С. Нефти плотностью 821-850 кг/м3, содержат серы 0,24-1,24%, парафина до 6,8%. Нефти надсолевого комплекса плотностью 876-909 кг/м3, серы 0,430,81%, парафина 0,37-2,97%. Максимальные дебиты в надсолевом комплексе до 39 м 3/сут, в подсолевом 1,5-65,0 м3/сут. на 7 мм штуцере. Заволжско-Предуральская область Каражанбас Месторождение открыто в 1974 г. Приурочено к нарушенной брахиантиклинальной складке субширотного простирания. Доказана нефтеносность неокома (пять нефтяных залежей) и батского яруса средней юры (два нефтяных горизонта). Залежи в неокоме пластовые, сводовые, нарушенные, а также стратиграфически экранированные; в юре пластовые, литологически экранированные (рис. 38). Коллекторами являются песчаные и алевро-литовые пласты с пористостью 27-29%, проницаемостью 0,013-0,351 Дарси и нефтенасыщенными толщинами 2-14,6 м. Начальные дебиты 1,2-76,8 м3/сут., начальное пластовое давление 3-5,75 МПа, температура 25-37°С. Плотность нефти 939-944 кг/м3, содержание серы 1,6-2,2%, парафина 0,7-1,4%. Нефть высокосмолистая, содержит пятиокись ванадия до 350 г/т. Каламкас Газонефтяное месторождение Каламкас открыто в 1976 г. Приурочено к слабо нарушенной брахиантиклинальной складке широтного простирания, в пределах которой доказана газоносность 6 пластов в неокоме, двух -в апте и 7 газонефтяных и нефтяных горизонтов в верхней и средней юре (рис 39). Продуктивность разреза доказана в интервале 550-900 м. В процессе эксплуатационного разбуривания дополнительно выявлено 5 стратиграфических залежей, связанных преимущественно с верхнеюрской толщей (рис. 39). Все остальные залежи пластовые, сводовые, слабо нарушенные с элементами литологического и тектонического экранирования. Основной покрышкой над юрскими залежами является 50-ти метровая пачка глин, залегающая в основании неокома. Продуктивные пласты-коллекторы представлены песчаными и алевролитовыми породами с пористостью 2329%, проницаемостью 0,105-1,468 Дарси, эффективными толщинами 4,2-10,3 м. Газонефтяной контакт установлен для всех юрских горизонтов практически на одной отметке, водонеф-тяной контакт по горизонтам также резко не меняется, в связи с чем продуктивную юрскую часть можно рассматривать в качестве единой массивно-пластовой залежи. Начальные дебиты нефти 26,4-62,1 м3/сут. на 7 мм штуцере; начальное давление 6,5-9,6 МПа, температура 3944°С. Плотность нефти 902-914 кг/м3, содержание серы в нефти до 2%. Нефть содержит промышленные концентрации ванадия и никеля. Толкын Открыто в 1992 г. В структурном отношении представляет собой антиклиналь юго-запад-северо-восточного простирания размерами 6x2,1 км с амплитудой ПО м (рис. 40). Разрез представлен терригенно-карбонатной толщей среднего карбона, перми, триаса и терригенными отложениями юры, мела и кайнозоя. Нефтегазовая залежь высотой 150 м выявлена в породах артинского яруса нижней перми. Залежь массивная. Коллектор продуктивного горизонта смешанный, карбонатный с открытой пористостью 13% и проницаемостью 0,0149 мкм2. Общая толщина продуктивного горизонта 147 м, эффективная 132 м, нефтенасыщенная 10,4 м, газонасыщенная 122 м. Коэффициенты нефте- и газонасыщенности 0,62 и 0,38 соответственно. Начальное пластовое давление 43,2 МПа, температура 105°С. Дебит нефти 46 м 3/сут., газа 189,7 тыс. м3/сут. на 8 мм штуцере. Нефть легкая, плотностью 840 кг/м3, малосернистая 0,23%, слабопарафинистая 1,1%, содержит небольшое количество 3,1% асфальтенов и силикагелевых смол. Газонасыщенность пластовой нефти 346 м 3/м3. Состав растворенного газа, в %: метан 48,6, этан 13, пропан 10,9, изобутан 5,4, н-бутан 8,7. Газ газовой шапки имеет плотность по воздуху 0,76. В его составе преобладает метан 89,74%. 63 Равнинное Открыто в 1981 г. Приурочено к брахиантиклинальной складке юго-западной ориентировки (рис. 41). Доказана нефтеносность терригенно-карбонатной толщи среднего карбона, характеризующейся резкими литологическими замещениями на площади. Пористость продуктивных песчаников не превышает 10%, проницаемость первые единицы мд. Максимальный дебит нефти 8 м3/сут. Плотность нефти 858-916 кг/м3. Жанажол Открыто в 1978 году. Приурочено к слабо нарушенной брахиантиклинальной складке субмеридионального простирания (рис. 42). Доказана продуктивность карбонатных каменноугольных отложений (толщи KT-I и КТ-П), с которыми связаны самостоятельные нефтяные залежи с газовыми шапками. Коллекторами являются известняки и доломиты поровые и порово-кавернозные с пористостью 9,5-14%, проницаемостью 61-395 мд. Дебиты нефти от 2,5 м3/сут. до 281 м3/сут в KT-I и от 13,5 м3/сут. до 148 м3/сут. в КТ-П. Начальное пластовое давление соответственно 28,7-37.5 МПа, температура 57-81°С. Газ газовых шапок тяжелый, этансодержащий с содержанием тяжелых углеводородов до 18,5%. Газ содержит конденсата до 614 кг/м 3 и до 6% сероводорода. Нефть плотностью 809-836 кг/м3, серы 0.7-1,1%, парафина 4,9-7,1%. Урихтау Открыто в 1983 году. Приурочено к антиклинальной складке субмеридиональной ориентировки с амплитудой около 600 м (рис. 43). Продуктивные каменноугольные отложения представлены разнотипными известняками и доломитами с пористостью 10-14,5% и проницаемостью до 2 мд. Установлена газоконденсатная залежь с небольшой нефтяной оторочкой, развитой только на восточном крыле. Дебиты нефти до 78 м3/сут. на 6 мм штуцере, дебиты газа до 325 тыс м3/сут. на 12 мм шайбе. Содержание конденсата в газе 658 г/см3, плотность конденсата 761 кг/м3, серы 0,32%, парафина 0,45%, сероводорода 2,2%. Начальное пластовое давление 31,1 МПа, температура 67°С. Нефть плотностью 807 кг/м3, серы 0,59%, парафина 7,4%. Локтыбай Открыто в 1992 году. Приурочено к сложно построенной ловушке, образованной системой надвигов (рис. 44). Доказана нефтеносность нижнего карбона. Коллекторами являются песчаники с удовлетворительными емкостно-фильтрационны-ми свойствами. Максимальный дебит нефти ПО м3/сут. Нефть плотностью 845 кг/м3. 66 Жанатан Открыто в 1992 г. В тектоническом отношении представляет антиклинальную складку субмеридианаль-ного простирания с размерами 17x6,2 км при амплитуде более 450 м (рис. 45). Установлена продуктивность терригенных нижнекаменноугольных отложений. Коллекторами являются песчаники и алевролиты с пористостью 7-16% и проницаемостью 0,042-0,00048 мкм2. Эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 6,6-33 м, коэффициент нефтенасыщенности 0,7. Дебит нефти (скв. 7) составил 7,2-8,3 м3/сут. Нефть имеет плотность 852 кг/м3, содержит 0,32% серы, до 13% парафина и 3% смол и асфальтенов. Краткое рассмотрение выявленных месторождений свидетельствует о их многообразии как в подсоле-вом докунгурском палеозое, так и в надсолевых отложениях. Это многообразие обусловлено типами ловушек, характеристиками резервуаров и промысловых параметров залежей, фазовым состоянием УВ, количественными концентрациями сопутствующих компонентов - металлов, сероводорода, серы, величинами запасов нефти и газа. Дифференциация месторождений четко просматривается не только в пределах впадины в целом, но и в границах геологических областей и даже районов. Геохимическая характеристика нефтей, генетическая типизация и районирование Общая характеристика нефтей В соответствии со значительными различиями в условиях залегания нефтей в пределах впадины, их физические свойства изменяются в широких пределах. В целом, плотность варьирует от 0.78 до 0.97 - 0.98 г/см3. Наиболее широко распространенным фактором, оказывающим существенное влияние на плотность является окисление и биодеградация на глубинах от 100 до 800 м. С возрастанием глубины залегания залежей в надсо-левом комплексе плотность, как правило, снижается. Однако, есть основания полагать, что такое изменение характеристик происходит в пределах месторождений, где перетоки углеводородов и формирование залежей в мезозое завершилось сравнительно давно (надсолевые месторождения Южной и Центральной Эмбы, и др.). Наряду с этим, в отдельных зонах, где в мезозойском комплексе установлены газонефтяные залежи, вертикальные перетоки, по-видимому, продолжались значительно дольше, о чем может свидетельствовать отсутствие закономерного изменения плотности в зависимости от глубины (рис. 46) и присутствие в мезозое нефтей с плотностями близкими нефтям подсолевых отложений. Это может служить показателем достаточно широкого развития вертикальных перетоков в недавнем прошлом из подсолевого комплекса в надсолевой. В подсолевом комплексе преимущественное развитие имеют нефти с невысокой плотностью, обогащенные легкими фракциями, что свойственно термически зрелым нефтям. О достаточно высоком уровне зрелости исходного органического вещества подсолевых отложений свидетельствует присутствие газоконденсат-ных скоплений и газовых шапок у нефтяных залежей, залегающих ниже региональной покрышки - кунгур-ской соленосной толщи. На отдельных месторождениях в палеозое установлены нефти с повышенной плотностью - более 0.900 г/см3 (Тортай, Уртатау-Сарыбулак, Биикжал, Боктыгарын, Бозоба, Курсай, В.Акжар). Как правило, такие нефти образуют незначительные по запасам скопления в каменноугольных и нижнепермских отложениях. Их появление обусловлено различными причинами. В одних случаях (Тортай) они носят признаки биодеградации, которые проявляются в пониженной концентрации и характерной картине распределения алканов нормального и изопреноидного строения, в других - это термически незрелые, мало измененные нефти (Восточный Акжар, Курсай), в-третьих - это наименее подвижные, остаточные компоненты углеводородных систем. Содержание серы в нефтях Прикаспийской впадины так же изменяется в широких пределах - от долей процента до 2 - 2.5 %. В целом, сернистые нефти чаще связаны с карбонатными продуктивными комплексами, однако известно значительное число месторождений, в пределах которых терригенные отложения надсолевого мезозойского комплекса содержат нефти с концентрациями серы в два и более процента. К ним относятся отдельные скопления Мартышинской зоны, надсолевые залежи Каратон-Прибрежной зоны, нефти Боранколь-Прорвин-ской зоны. Для основной массы месторождений Прикаспийской впадины не наблюдается какой-либо общей взаимосвязи между плотностью и содержанием серы в разновозрастных осадочных комплексах (рис. 47 А, Б). Учет генетической принадлежности нефтей, в соответствии с выделенными по составу биомаркеров типами, позволяет констатировать, что нефти, которые по происхождению связаны с терригенными (класти-ческими) по составу нефтематеринскими комплексами (типы В1 - В12), характеризуется низким (менее 0.5 %) содержанием серы (рис. 47 -В). Другая группа (типы А1 - А6), которая по генетическим признакам связывается с материнскими толщами, в составе которых преобладают карбонатные породы, характеризуется присутствием серы в количестве от 0.7 до 2 % и более. К разновидностям, обогащенным серой, могут быть отнесены так же нефти типа С, в которых, при гипергенных изменениях в приповерхностных условиях, содержание серы достигает максимальных величин - более 2 %. 69 Как правило, в генетически однотипных нефтях, возрастание общего содержания серы происходит с повышением ее плотности за счет увеличения доли комплексных высокомолекулярных сероорганических соединений в окисленных и биодеградированных разностях. В таком случае обычно наблюдается определенная зависимость между плотностью и содержанием серы. Однако, различия в содержании серы в разных группах нефтей настолько существенны, что даже гипергенные процессы не в состоянии коренным образом изменить этот показатель. Типизация и особенности распространения нефтей различных генетических типов Геохимические исследования с использованием современных методов изучения состава и молекулярной структуры реликтовых соединений (газохроматографических, хромато-масс-спектрометрических, изотопных и т.д.) позволили установить в пределах Прикаспийской впадины наличие ряда генетически различных нефтей, которые в соответствии с разным литологическим составом материнских пород могут быть объединены в две большие группы (условно обозначенные А и В). В составе групп выделяются целый ряд отдельных генетических типов (Al, A2, A3, Bl, B2 и т.д.). Выделены также генетические разновидности С и D, имеющие ограниченное площадное распространение и обладающие рядом отличительных признаков как от одной, так и от другой групп. Предполагается, что нефти каждого генетического типа связаны с одним определенным источником углеводородов (очагом генерации) и с определенными нефтематеринскими породами, обладающими характерными признаками в составе исходного органического вещества (керогена). Особенности молекулярной структуры биомаркеров позволяют полагать, что образование нефтей группы А происходило за счет пород, в составе которых преобладают карбонатные разности. В дальнейшем они именуются "карбонатными" материнскими комплексами, основу которых составляют темноцветные тонкозернистые терригенно-карбонатные осадочные образования - глинистые известняки, мергели, включающие определенную долю глинистых пород, однако для них характерно, в первую очередь, преобладание карбонатного материала. Условия накопления такого типа комплексов обычно характеризуется спокойной гидродинамической обстановкой, куда поступало большое количество известкового материала, при ограниченном влиянии терригенного сноса. Как правило, такие обстановки характеризуются застойными условиями и резко восстановительной средой при седиментации и в диагенезе. Эти комплексы могли накапливаться на глубоком карбонатном шельфе, на склонах и у подножия склонов при переходе к батиальным областям. Восстановительные застойные обстановки накопления материнских пород обычно способствуют редукции сульфатов, которые при отсутствии окислов железа, что характерно для областей карбонатонакопле-ния, приводят к возрастанию доли серы и сернистых соединений сначала в составе керогена, а затем и в продуктах его термического разложения. Эти и другие особенности состава и структуры реликтовых соединений наследуются генерированными углеводородами, что позволяет выделять определенные генетические типы. Нефти группы А по данным газохроматографического анализа характеризуются высоким содержанием налканов со средним молекулярным весом (СЮ - С20), ациклические изопреноиды присутствуют в небольшом количестве, отношение пристан/фитан обычно около или менее единицы. О формировании материнских комплексов нефтей группы А преимущественно в восстановительных условиях может свидетельствовать, в частности, соотношение реликтовых нормальных и изопреноидных алканов. На графике соотношения изопренанов и н/алканов (рис. 48.) соответствующие точки расположены ниже границы их равновесных концентраций, что свойственно нефтям, материнские породы которых накапливались в сугубо восстановительной среде. По этим показателям выделяются нефти типа А4, которые были генерированы породами, органическое вещество которых формировалось в более окислительных условиях. Нефти группы А содержат повышенное количество гопанов и стеранов. Для нефтей "карбонатного" типа (группа А), свойственны более высокие концентрации норгопана (С29) по сравнению с гопаном (СЗО), что обусловливает значения отношений этих соединений более единицы (рис. 49). Группы А и С так же хорошо выделяются по соотношению три-, тетра- и пентациклических гопанов (рис. 50). Преобладание тетрациклического терпана С24 над трициклическими С26 (R и S конфигурации) характерно для нефтей, генетически связанных с карбонатными комплексами. Наряду с разделением массива данных на два главных поля, отмечается локализация точек внутри выделенных групп, что отражает принадлежность к отдельным генетическим типам. Как правило, в нефтях такого происхождения фиксируется значительное количество бензотиофенов. Группа С включает генетически однотипные нефти, которые обладают в целом пониженным содержанием реликтовых соединений, в частности гопанов и стеранов. Характерным отличием этой группы является резкое преобладание трициклических структур по сравнению с пентациклическими тритерпана-ми (m/z 191). Такие особенности состава скорее всего обусловлены влиянием термического стресса, хотя могут быть связаны с особенностями накопления исходного ОВ. Нефти этой группы отличаются более тяжелым изотопным составом углерода по сравнению с другими нефтями. 71 В группе В по данным газохроматографического анализа нефти имеют повышенные значения отношения пристан/фитан (» 1.0), причем величина этого соотношения подвержена значительным колебаниям. В этих нефтях гопан значительно превышает концентрацию норгопана, тетрациклический тритерпан С24 значительно уступает трициклическим С26 (R и S). В составе гомогопанов часто отмечаются повышенные концентрации С35. В целом, по соотношению гопанов и стеранов, величине тетрациклического индекса и другим показателям состава биомаркеров, происхождение нефтей этой группы может связываться с формированием углеводородов в материнских комплексах, имеющих преимущественно "кластический" состав, т.е. толщ, в которых преобладают алевролито-глинистые образования. Тип D выделяется отчетливым преобладанием четных алканов в диапазоне нС22 - нС26, необычно резким спадом содержания н-алканов после нС26. Нефть обладает высоким содержанием приста-на и фитана, значение их отношения -менее единицы. По составу гопанов она может быть отнесена к нефтям, формировавшимся за счет материнских пород "кластического" типа. При проведении типизации были использованы многие другие показатели, такие как величина тетрациклического индекса, состав трициклических гопанов, количество 29,30-бисноргопана, бензотиофенов, состав и количество стеранов, их стереохимические особенности и т.д. Комплексный анализ геохимических данных о составе биомаркеров позволяет рассмотреть пространственное распределение нефтей различных типов в пределах впадины. Северо-Западная прибортовая НТО. В пределах внутренней краевой зоны северного обрамления Прикаспийской впадины - в Карачаганакской зоне нефтегазонакопления (на карте - 1.4) наиболее крупными запасами обладают нефти (конденсаты), относящиеся к типу А1, выделенному на Карачаганакском месторождении. Нефти этого типа по результатам анализов установлены в стратиграфическом диапазоне от среднего девона до среднего карбона, в интервале глубин от 6190 м (скв. Д1) до 5005 м (скв. 19). По общим физико-химическим параметрам и физическим свойствам они различаются довольно существенно. 72 Плотность изменяется от 0.91 до 0.83, содержание серы от 1.38 до 0.69 %. Однако, состав биомаркеров свидетельствует, что они относятся к одному генетическому типу и имеют связь с одной нефтегазоматеринской толщей. Относительно степени зрелости нефтей сделать определенные выводы по данным о составе биомаркеров трудно, поскольку по содержанию гопанов и стеранов, степени их изомеризации, нефти не испытывали значительного термического стресса. В то же время состав и соотношение ароматических стеранов позволяют говорить о сравнительно высоком уровне термической преобразованное™. По составу биомаркеров нефти могут быть связаны с морскими терригенно-карбонатными породами (мергелями, глинистыми известняками). Такого типа породы распространены в отложениях среднего верхнего девона, которые по данным геохимических анализов обладают значительным генерационным потенциалом. Состав биомаркеров нефти из филипповского горизонта кунгурского яруса нижней перми (гл. 4157 м, скв. 200) дает основание говорить об ее отличии от нефтей каменноугольной и девонской залежей. Происхождение этой нефти, по ряду показателей, может связываться с материнскими породами терригенного (кластического) состава, т.е. она должна быть отнесена к группе В (тип В7). По некоторым показателям, таким как соотношение гопанов, три- и тетрациклических терпанов, количество 29,30-биснор-гопана она занимает промежуточное положение между "карбонатными" и "кластическими" нефтями. Следует учитывать, что к настоящему времени изучен только один образец нефти из данного горизонта и не исключено, что его более правильно будет отнести к смешанному типу. Тем не менее важно то обстоятельство, что в верхах нижнепермской части разреза установлено присутствие генетически отличающейся нефти, что говорит о существовании другого источника углеводородов помимо основного, за счет которого были сформированы девон-каменноугольные скопления Карачаганакского месторождения. Тип A3 выделяется на месторождениях Тепловско-Токаревской нефтегазоносной зоны (на карте -1.1), где были проанализированы нефти месторождений Западно-Тепловское, Гремячинское, Тепловско-Токаревское. Близкие характеристики имеет конденсат из эйфельских отложений Чинаревского месторождения (Чинарев-ская НГЗ, 1.3), который тоже отнесен по изученным показателям к типу A3. В составе этих нефтей отмечаются близкие концентрации гопана и норгопана (отношение норгопан/гопан близко к единице), что несколько сближает их с нефтями группы В, однако существенно повышенное содержание тетрациклического терпана С24 по сравнению с трициклическими С26 (R и S конфигурации) и обогащенность дибензотиофенами дают основание предполагать связь с карбонатными материнскими комплексами. Следует так же отметить, что они выделяются среди нефтей группы А более высоким уровнем термической зрелости. Особенно значительный термический стресс испытал конденсат из среднедевонской залежи Чинаревского поднятия, который характеризуется очень низкими содержаниями стеранов, пониженными концентрациями гопанов, в составе которых практически отсутствуют три- и тетрациклические терпаны. Относительно природы возможных нефтематеринских комплексов можно предполагать, что породы имели смешанный карбонатно-терригенный состав, в период генерации УВ они достигли среднего уровня катагенетической преобразованности. Не исключено, что материнские породы связаны с девонскими генерационными комплексами, обладающими высоким потенциалом в пределах северного борта, но имеющими иной фациальный состав и, следовательно, иной тип исходного органического вещества по сравнению с материнскими комплексами Карачаганакского месторождения. В пределах восточного бортового обрамления Прикаспийской впадины месторождения, где установлено распространение нефтей группы А, приурочены к двум нефтегазоносным областям - Заволжско-Преду-ральской НГО (Жанажол-Торткольский ИГР, Жанажольская НГЗ - 1.18) и северо-восточному окончанию 73 Астраханско-Актюбинской НГО, где расположен Темирский НГР, включающий Кенкиякскую (1.11) и Бактыгарынскую (1.12) нефтегазоносные зоны. Здесь нефти группы А включают две генетические разновидности или генотипа - А2 и А4, которые приурочены исключительно к зонам развития карбонатных массивов верхнепалеозойского возраста - Енбекско-го (Темирский НГР) и Жанажол-Торткольского (Жанажол-Торткольский НГР). Тип А4 распространен в пределах подсолевых залежей наиболее крупных месторождений восточного борта, с которыми связаны основные ресурсы углеводородов в этой зоне. По составу биомаркеров к этому типу отнесены нефти палеозойских скоплений месторождений Кенкияк, Кумсай, Ю.Мортук, Урихтау, Жана-жол. На юг распространение нефтей типа А4 прослеживается до месторождения Кожасай, в пределах которого они определены в карбонатной толще КТ-П в скважине 99 на глубине 3492 м. Характерно, что тип нефти не зависит от литологического типа коллекторов. Наглядное подтверждение этому можно видеть на примере месторождения Кенкияк, где в карбонатной толще КТ-П распространены нефти, аналогичные нефтям Жанажольского месторождения; этот же генотип зафиксирован в нижнепермских залежах в терригенных породах, а так же в терригенных коллекторах верхнепермских и мезозойских отложений. Это позволяет утверждать об отсутствии влияния литологического типа пород-коллекторов на наиболее важные признаки, определяющие отнесение нефти к тому или иному генетическому типу. Месторождения в надсолевых отложениях в рассматриваемой части восточного борта расположены вблизи (Кокжиде) или над подсолевыми скоплениями (Кенкияк) и содержат нефти этого же типа. Были изучены нефти Кенкиякского месторождения из нижнемеловых, юрских, триасовых и верхнепермских отложений, все они отнесены к типу А4. Нефти верхних горизонтов, преимущественно нижнемеловых, подвергались интенсивным процессам биодеградации и нередко практически лишены нормальных алканов, что делало ранее невозможным проведение генетических сопоставлений по составу реликтовых алканов. Тяжелая окисленная нефть из юрских отложений месторождения Кокжиде так же подвергалась воздействию гипергенных процессов, но по составу биомаркеров она относится к рассматриваемому генотипу. В связи с происшедшими гипергенными изменениями нефти надсолевых отложений отличаются от подсолевых по многим физико-химическим параметрам (плотность, вязкость, фракционный, групповой состав и т.д.), хотя генетически они связаны с подсолевыми скоплениями. Происхождение надсолевых залежей Кенкиякского месторождения многими исследователями и ранее связывалось с миграцией из подсолевого комплекса (З.Е.Булекбаев, И.Б.Дальян, и др.), однако в настоящее время получены первые прямые доказательства генетического единства подсолевых и надсолевых нефтей по составу нескольких классов реликтовых соединений. Таким образом, можно утверждать, что формирование месторождений надсолевого комплекса в пределах Темирского района происходило за счет вертикальных перетоков из палеозойских залежей. Анализируя характер распространения надсолевых месторождений, можно видеть, что основная нефтегазоносность мезозойских комплексов в зоне развития карбонатных массивов связана с районом, прилегающим к Кенкиякскому месторождению. Это позволяет предполагать, что одним из путей вертикальной миграции в надсолевые отложения возможно являлась зона разломов, разделяющих Ен-бекское и Жаркамысское поднятия, располагающаяся южнее месторождения Кенкияк. Тип А2 так же выделен на месторождениях восточной бортовой зоны Прикаспийской впадины, однако нефти этого типа имеют значительно меньшую долю в общем объеме запасов этих районов. Территориально их распространение не выходит за пределы карбонатных массивов палеозойского возраста. Нефти этого типа встречены на месторождениях Алибекмола, Бактыгарын, Кожасай, Куантай. Зона распространения нефтей типа А2 как бы окаймляет район развития вышеописанного типа А4. Причем, они охватывают более широкую площадь, встречаясь к северу от Кенкиякского месторождения на площади Сев. Бактыгарын, восточнее -на месторождении Алибекмола, к югу зона их распространения протягивается до площади Куантай. Как уже упоминалось, на месторождении Кожасай в верхней части карбонатной толщи получена нефть, которая по составу биомаркеров отнесена к типу А4. Ниже по разрезу с глубины 3550-3600 м в скважине 2 получены нефти типа А2. Очевидно, что такое распространение различных типов в пределах одной площади обусловлено особенностями формирования скоплений, в частности, направлением и временем миграции. Нефти А2 выделяются резким преобладанием норгопана, наиболее высокими показателями для 29,30бисноргопана и высокими значениями тетрациклического индекса, что может отражать значительную степень изомеризации реликтовых молекул и потерю метальных групп. Это может быть связано с более высокой термической зрелостью, однако не исключено влияние различий в составе исходного РОВ, связанных с разными фациальными условиями накопления материнских комплексов по сравнению с близким типом А4. Вероятными нефтепроизводящими комплексами для нефтей типов А2 и А4, как и для группы А в целом, могли являться морские терригенно-карбонатные комплексы со значительным преобладанием карбонатной составляющей. По характеру соотношения биомаркеров (дибензотиофены/фенантрены, пристан/фитан и др.) можно полагать, что материнскими породами служили толщи морских мергелей. Относительно степени зрелости, как и в предыдущем случае для типа А1, трудно сделать однозначное заключение, поскольку ряд показателей дает противоречивые результаты. Это может быть отчасти обусловлено своеобразием преобразования органического вещества в "карбонатном" типе материнских пород. 74 Наряду с типами А2 и А4 в восточной бортовой зоне широким распространением пользуются нефти группы В, которые занимают в основном территорию северо-восточной части Астраханско-Актюбинской НГО и развиты в Акжар-Коздысайской НГЗ (1.10). Эти нефти установлены к западу от районов развития нефтей группы А, за пределами каменноугольных карбонатных массивов. В стратиграфическом отношении они встречены в терригенных отложениях от девонского и нижнекаменноугольного до нижнемелового возраста на месторождениях Караул-Кельды, Акжар, Вост. Акжар, Курсай, Каратюбе, Локтыбай, Терешковс-кая. Среди них выделены разновидности Bl, B2, ВЗ, которые различаются по составу реликтовых углеводородов и по степени термической зрелости. Весьма интересным представляется обнаружение нефтей этой группы на месторождениях Кожасай и Жа-натан, которые расположены в краевой части Жанажол-Торткольского карбонатного массива. На месторождении Кожасай нефть типа ВЗ получена из визейских терригенных отложений, подстилающих карбонатный комплекс (площадь Кожасай, ПГС-1, глубина 5840 м). По особенностям состава она близка к нижнекаменноугольным нефтям Локтыбайского месторождения, но имеет более высокий уровень термической зрелости. Эта нефть могла сформироваться за счет нижнекаменноугольных материнских комплексов на сравнительно высоких стадиях катагенетического преобразования. Возможно она является сингенетичной вмещающим толщам. Нефть Жанатанского месторождения так же имеет признаки генерации кластическими комплексами и близка по составу нефтям рядом расположенных месторождений Локтыбай и Терешковская, хотя в структурном отношении поднятие Жанатан расположено в краевой части Жанажол-Торткольской зоны развития карбонатов. Это дает основание предполагать возможную латеральную миграцию углеводородов лишь в самые краевые части карбонатного массива. На месторождениях Акжар-Коздысайской нефтегазоносной зоны нефти группы В образуют залежи преимущественно в нижнекаменноугольных и нижнепермских отложениях, здесь установлено присутствие нефтей типов В1 и В2. Тип В1 выявлен в нижнепермских горизонтах месторождений В.Акжар, Каратюбе и Курсай, причем только на последнем этот генотип встречен в нижнекаменноугольных породах. Нефти типа В1 не обнаружены в надсолевых отложениях. Судя по особенностям состава биомаркеров они имеют низкий уровень термической зрелости, что обусловлено их образованием в нижнепермских отложениях, которые обладают высоким генерационным потенциалом в этой зоне, но достигли лишь начальных этапов генерации УВ. Нефти В2 более зрелые, что дает основание говорить об их генерации в более жестких термобарических условиях по сравнению с типом В1. Такие нефти установлены в породах предположительно девонского возраста на В.Аюкаре, в нижнекаменноугольных терригенных горизонтах месторождений В.Акжар, Локтыбай и в нижнепермских комплексах В.Акжара и Терешковской. В отличие от типа В1, который не встречается в надсолевых горизонтах, тип В2 распространен в надсолевом комплексе сравнительно широко, в том числе в верхнепермских отложениях месторождения Каратюбе, в юрских и нижнемеловых толщах Акжара. О широком глубинном и площадном распространении нефтей В2 в восточной части Прикаспийской впадины говорит их присутствие на площади Караул-Кельды, где был получен приток из визейских отложений с глубины более 6 000 м (скв. П-21). Молекулярные признаки биомаркеров позволяют говорить о формировании нефтей В2 при относительно высоком уровне катагенетической преобразованности за счет рассеянного органического вещества алев-ролитоглинистых комплексов морского происхождения. Анализ распространения с учетом данных нефтегазогеологического районирования свидетельствует, что нефти группы В преобладают в Центрально-Прикаспийской, Астраханско-Актюбинской и Заволжско-Предуральс-кой нефтегазоносных областях. Среди них типы В2 и ВЗ имеют преимущественное распространение в восточной, юговосточной и южной частях Прикаспия как в подсолевых, так и в надсолевых отложениях, в том числе в основных зонах нефтегазонакопления мезозойского комплекса - Акжар-Шубаркудукской, Сагизской и Мартышинской НГЗ. Однако, характер распределения и соотношение нефтей этих типов в пределах отдельных месторождений весьма сложные и основные закономерности их пространственного положения пока не определены окончательно. На юго-востоке в Ушмолинской (1.8) и Сазтюбинской (1.15) нефтегазоносных зонах нефти генотипа В2 встречены в подсолевых отложениях на площадях Ушмола, Карачунгул, Аиршагыл, Пионерская, Сазтюбе и в надсолевых юрских породах на Адайской площади. В Биикжальской скважине СГ-2 нефть этого генотипа установлена в терригенных нижне-среднекаменноугольных отложениях на глубине 5243м. На площадях Ушмола, Карачунгул и Аиршагыл они связаны с карбонатно-терригенными породами среднего карбона. Несколько отличающиеся по составу биомаркеров нефти выявлены на месторождении Тортай (Тортай-ская НГЗ - 1.16), в пределах которого в терригенных породах московского и визейского ярусов присутствуют нефти, которые были отнесены к типу ВЗ. Как уже отмечалось, наиболее существенные отличия между типами В2 и ВЗ заключаются в более значительном уровне термической зрелости последних. Молекулярные показатели условий формирования материнских пород дают основание лишь говорить об их терригенном составе и морской обстановке седиментации. Не исключено, что отличия между этими типами, наряду с уровнем термической преобразованности, обусловлены разными фациальными условиями накопления материнских пород, например, их принадлежностью к шельфовым мелководным или дистальным фациям. 75 В Каратон-Тенгизской НГЗ (1.7), являющейся районом развития мощной карбонатной платформы, установлена продуктивность подсолевых комплексов на Тенгизском, Королевском и Ю.-З.Тажигалинском месторождениях. Здесь распространены нефти группы С, связанной с карбонатными по составу материнскими комплексами. Однако, они обладают резко выраженными отличиями в степени катагенетической преобразованное™ и несут признаки значительного термического стресса (почти отсутствуют пентациклические и повышенные концентрации и характерное количественное соотношение трициклических терпанов, незначительное содержание стеранов и т.д.). В связи с резко выраженными отличиями в составе биомаркеров по сравнению с другими нефтями группы А эти нефти выделены в отдельную группу С. Нефти этого типа установлены на месторождениях Каратон-Прибрежной НГЗ (1.22), выделяемой в надсолевом комплексе в этом районе. Здесь скопления установлены как в меловых (Каратон, В.Тажигали, Терень-Узюк), так и в среднеюрских (Каратон, Тажигали) отложениях. Следует отметить, что в пределах надсолевого комплекса этой зоны активно проявлялись процессы гипергенного изменения нефтей, которые привели в ряде случаев к значительным изменениям химического состава и физических свойств - потере нормальных и изопре-ноидных алканов, повышенному содержанию серы (до 2.5 %), повышению количества смолистых компонентов, увеличению плотности, потере легких фракций и т.д. Устанавливаемая по биомаркерам генетическая связь с карбонатными по составу материнскими комплексами позволяет предполагать в качестве вероятных материнских комплексов отложения девонского возраста, залегающие в основании карбонатной платформы позднеде-вонско среднекаменноугольного возраста, возможно сопоставимые в возрастном отношении с предполагаемыми материнскими комплексами северной бортовой зоны (Карачаганак). Образование надсолевых скоплений произошло в этой зоне за счет разрушения скоплений палеозойского комплекса и вертикальной миграции углеводородов. Следует подчеркнуть, что упомянутые месторождения приурочены к северной части карбонатной платформы, где отсутствуют скопления в палеозойском карбонатном резервуаре, покрышки обладают плохими изолирующими свойствами, а в соленосном комплексе отмечаются безеолевые мульды. Важно отметить, что в надсолевых отложениях, попадающих в контур Тенгизского месторождения, где изолирующие свойства покрышек значительно лучше, в надсолевом комплексе (месторождения Кокарна, Караарна) выявлены нефти более близкие по составу нефтям Боранколь-Прорвинской НГЗ (1.23), которые отнесены в группу А (тип А6). Эти нефти встречены в южной приграничной зоне Прикаспийской впадины преимущественно в юрских и триасовых отложениях, начиная с Прорвинской группы месторождений на западе до Кисимбая на востоке. Их присутствие выявлено так же на площадях Нсановская, Боранколь, Актобе. Как правило, эти нефти залегают на сравнительно больших глубинах, в связи с чем они практически не затронуты процессами биодеградации. По сравнению с другими нефтями группы А, они характеризуются высокими содержаниями серы, максимальные количества которой характерны для Прорвинского месторождения. Высокие концентрации серы в нефти, несмотря на терригенный состав продуктивных комплексов и отсутствие процессов гипергенного окисления, является достаточно редким фактом. Эти особенности нефтей, наряду с характерными признаками в составе биомаркеров, позволяют говорить о карбонатном составе материнских пород. Отложения такого типа не известны в мезозойской части разреза, что дает основание предполагать палеозойский возраст материнских комплексов. В пермотриасовых и юрско-меловых отложениях обширной юго-восточной части Прикаспийской впадины, где сосредоточена основная часть месторождений надсолевого комплекса, наиболее широко распространены нефти типов В2 и ВЗ. Характер их пространственного соотношения весьма сложен, поскольку обе разновидности встречаются на одних и тех же месторождениях. Тем не менее можно выявить некоторые площадные закономерности. В Сагизской зоне можно лишь с определенной долей условности говорить о более частой встречаемости нефтей типа ВЗ в районах, приближающихся к центральным частям впадины. Они выявлены на площади Чингиз, Кемерколь-Кожа, Орысказган, С.Котыртас. В южном направлении они встречаются в надсолевом комплексе на месторождениях Кульсары, Байчунас, Косчагыл. Более ярко выражено преобладание нефтей типа ВЗ на месторождениях Мартышинской зоны, где этот тип пользуется преимущественным развитием независимо от возраста и глубины залегания надсолевых горизонтов. Важно отметить, что в трех случаях встречены другие разновидности. На месторождении Камышитовый Ю.В. и Камышитовый установлены нефти, которые предположительно имеют смешанную природу, т.е. наряду с признаками генотипа ВЗ, они обладают некоторыми чертами нефтей "карбонатного" типа. Это дает основание предполагать поступление разнотипных нефтей и их смешение в залежах. Нефти "карбонатного" типа, имеющие, в целом, ограниченное распространение в надсолевых мезозойских комплексах, установлены так же в ЖамбайЗабурунской зоне, в прибрежной части северного Каспия в двух пробах с месторождения Сазанкурак. К западу от Мартышинской зоны в Азгирской НГЗ надсолевые залежи установлены в немногочисленных случаях (пл. Верблюжья, Ахтубинская и др.) и они обладают резкими генетическими отличиями от нефтей Мартышинской зоны. 76 В подсолевых отложениях западной части Астраханско-Актюбинской нефтегазоносной области, на границе с Россией и в пределах Астраханского месторождения выделена зона распространения нефтей "карбонатного" типа, выделенных в самостоятельный генотип А5. Как и другие разновидности группы А эти нефти обладают отчетливо выраженной связью с зоной развития карбонатной платформы, в пределах которой расположено Астраханское газоконденсатное месторождение. Проведенный анализ распространения нефтей различных генетических типов позволяет прийти к принципиально важному выводу о существовании в пределах Прикаспийской впадины целого ряда независимых автономных очагов генерации нефти и газа. Получение данных по составу биомаркеров позволяет дать фактическое обоснование ряду ранее выявленных закономерностей, а так же внести определенные коррективы в районирование при оценке прогнозных ресурсов углеводородов на основе генетических методов. Существенное значение при качественном и количественном прогнозе нефтегазоносности имеют данные о связи нефтегазоносности зон развития мощных карбонатных комплексов со строго определенным генотипом нефтей (группы А и С), а так же существовании различий в фациальных условиях накопления материнских комплексов, уровне термической зрелости нефтей, различных временных и термобарических параметрах зон нефтегазообразования. Важным фактом является незначительное влияние литологического состава пород-коллекторов на свойства нефти и, в частности, на состав биомаркеров. Более существенное влияние оказывают проявление термического стресса, дифференциация углеводородов при миграции и т.д. Вероятные нефтегазоматеринские комплексы Относительно возраста выделяемых нефтегазоматеринских комплексов существуют различные точки зрения, при этом одни исследователи основную роль в генерации углеводородов отводят подсолевым породам, другие рассматривают мезозойские отложения так же в качестве возможного источника углеводородов. Недостаток сведений о генетической природе нефтей не позволял ранее выявить их возрастную и площадную приуроченность, что способствовало сохранению представлений, согласно которым в качестве нефтегазоматеринских пород принимался практически весь разрез палеозойских (девон - нижняя пермь, предположительно нижний палеозой), а так же мезозойских (в основном триас, юра, нижний мел) отложений. Это предопределяло такие подходы к оценке ресурсов углеводородов, когда в качестве очагов генерации рассматривались все прилегающие к зонам нефтегазонакопления области, включая центральные части Прикаспийской впадины. Появление новых данных по составу биомаркеров и проведение типизации нефтей дало основание для выделения зон распространения углеводородных скоплений определенной генетической принадлежности, т.е. связанных с отдельными дифференцированными во времени и пространстве очагами генерации. Имеющиеся данные пока не позволяют говорить однозначно о всех источниках углеводородов, однако имеются основания для разработки новых подходов к выделению и оценке генерационного потенциала основных материнских комплексов, учитывающих принципиально новые отправные точки, в том числе выводы о множественности очагов нефтегазообразования, существовании обособленных в стратиграфическом отношении и ограниченных в пространственном распространении материнских комплексах. Для выделения вероятных нефтегазоматеринских комплексов и прогнозной оценки ресурсов были использованы геохимические данные - по содержанию органического вещества и битуминозности пород, результаты анализа Рок-Эвал, а так же геолого-геофизические материалы - сейсмические, картографические (структурные, палеогеографические, литолого-фациальные карты и т.д.) - для оконтуривания предполагаемых зон развития и разработки представлений о возможном литолого-фациальном составе, площадном и возрастном распространении и объемах генерирующих комплексов. Как уже было отмечено в предыдущем разделе, в пределах Прикаспийской впадины выделены две крупные группы нефтей, включающих отдельные генетические типы. Первая, обозначенная как группа А, характеризуется наличием признаков молекулярной структуры, которые позволяют связывать их происхождение с нефтематеринскими комплексами, в составе которых значительная роль принадлежит карбонатным породам. Нефти этой группы составляют основную долю выявленных запасов Прикаспийской впадины и участвовали в формировании наиболее крупных месторождений - Карачаганакского, Тенгизского, Жанажольского, Кенкиякского. Наряду с общими признаками, позволяющими отнести нефти к одной группе, существуют различия, свидетельствующие о связи с разными в фациальном отношении нефтематеринскими комплексами и разными источниками углеводородов. Анализ данных по содержанию органического вещества в породах подсолевого комплекса северного борта показал, что к числу наиболее богатых материнских пород Прикаспийской впадины в целом могут быть отнесены отложения среднего девона, в которых отмечаются высокие концентрации рассеянного органического вещества. По данному показателю они могут быть отнесены к породам с высоким генерационным потенциалом (рис. 51). Количество органического углерода в них достигает 11.7 %, при среднем содержании 2.8 %. Эти отложения прошли главную фазу генерации жидких УВ и достигли зоны конденсатов и УВ газов (отражательная способность составляет от 1.0-1.2 до 1.5 %). В качественном отношении значительную долю составляют породы, содержащие кероген I-II типов (рис. 52). Отложения среднего девона в погруженных частях северной бортовой зоны представлены эйфельским (койвенский и бийский горизонты) и живетским (афонинский и старооскольский горизонты) ярусами, сложенными преимущественно карбонатными породами с прослоями терригенных. В зонах палеоподнятий (Кар-повский выступ) они представлены более мелководными образованиями, из разреза выпадают отдельные горизонты, а в составе преобладают терригенные породы. Породы с высоким генерационным потенциалом установлены в составе бийского и афонинского горизонтов на Карачаганакском поднятии, где они сложены карбонатами, участками глинистыми, доломитизи-рованными, в верхней части - глинисто-битуминозными известняками с прослоями мергелей и аргиллитов. Мощность бийского горизонта составляет от 85 до 118 м, афонинского - 85 - 150 м. Меньшими, по сравнению со средним девоном, генерационными возможностями обладают образования позднего девона, так же сложенные разнообразными преимущественно карбонатными осадками с незначительной долей терригенного материала. Среднее содержание органического углерода в них составляет около 1.5-1.8 %, что соответствует средней величине генерационных возможностей. Нижний девон представлен в значительной части грубообломочными кластическими породами, которые практически не обладают генерационными возможностями в связи с низким содержанием в них органического вещества. Средние концентрации органического углерода в породах нижнекаменноугольного возраста составляют несколько более 1 %. Преимущественно карбонатные образования - известняки, мергели, как правило, имеют концентрации органического вещества ниже одного процента. В большей степени обогащены органическим веществом прослои аргиллитов, в которых Сорг. достигает в отдельных случаях 3-4 %, однако они имеют незначительные мощности. Такие содержания встречаются в нижних частях нижнекаменноугольных (турнейских) отложений в прослоях аргиллитов. Средне-, верхнекаменноугольные и нижнепермские породы в пределах Карачаганакской НГЗ имеют еще более низкие средние концентрации органического углерода, что может свидетельствовать об отсутствии у них значимого генерационного потенциала. Рассмотренные данные позволяют предполагать, что образование скоплений углеводородов в пределах казахстанской территории северного борта Прикаспийской впадины (Карачаганак, Чинаревское, месторождения Тепловско-Токаревской зоны) сформировались преимущественно за счет реализации потенциала средне- и, частично, верхнедевонских отложений. Подтверждение этому можно найти в распределении генетических типов нефтей. Уже отмечалось выше, что на Карачаганаке конденсаты и нефти массивной залежи, охватывающей отложения каменноугольного и раннепермского возраста относятся к одной генетической разновидности, несмотря на различия в фазовом состоянии. Полученные данные по биомаркерам послужили основанием для отнесения конденсатов ТепловскоТокаревской и Чинаревской НГЗ к одной генетической разновидности A3, что позволяет предполагать связь с одним источником УВ. Наличие ряда общих характеристик, наряду с явными различиями, дает основание предполагать, что генерация УВ этих скоплений могла происходить за счет материнских пород одинакового возраста, которые накапливались в разных фациальных зонах, что обусловило различия состава одновозрастных материнских пород, принадлежащих различным очагам генерации. Нефть из филиповского горизонта Карачаганакского месторождения имеет иную генетическую природу и не связана с основным нефтематеринским комплексом девонского возраста. Наиболее резкие отличия проявляются в составе материнских пород, которые, как свидетельствует состав биомаркеров, имели, вероятно, класти-ческий состав. В качестве возможных материнских пород для этих ограниченных по размерам скоплений, могут рассматриваться породы нижней перми, которые составляют второй наиболее важный материнский комплекс. В настоящее время оценить общую величину генерационных возможностей подсолевого разреза и выделенных материнских комплексов в частности, на большей части внешней и внутренней зон северного борта Прикаспийской впадины можно только приблизительно. Это обусловлено недостаточной изученностью площадного распространения материнских пород. Основной объем бурения был сосредоточен в пределах поднятий и выступов фундамента, которые являются зонами аккумуляции, или в зонах бортовых уступов разного возраста, с которыми связано образование органогенных (рифовых и других) структур. Вероятные нефтегазоматеринские комплексы, в отличие от таких обстановок, как правило, связаны преимущественно с устойчиво прогибающимися зонами. Такое распределение фаций предполагается на северном обрамлении впадины, где в пределах устойчиво приподнятых блоков (Чинаревский, Карповский выступы фундамента) происходит сокращение разрезов, за78 мещение более глубоководных глинисто-карбонатных тонкозернистых осадков мелководными, сложенными в значительной мере грубообломочным материалом. Основные генерационные комплексы пород могут быть связаны с унаследованно развивающимися прогнутыми зонами, располагавшимися между устойчиво поднятыми блоками, где накапливались глинисто-карбонатные комплексы в условиях полуизолированных водоемов с застойными водными режимами, благоприятными для накопления и сохранения органического вещества. В связи с этим, характер площадного распространения вероятных материнских комплексов может быть установлен пока только на основании геологогеофизических данных. Однако, возрастной интервал вероятных материнских пород определяется достаточно уверенно, они связываются преимущественно со среднедевонским (бий-скоафонинским) и отчасти верхнедевонским комплексами. Относительно распространения этих комплексов в центральные части Прикаспийского бассейна в настоящее время могут быть сделаны только предположения на основании геофизических материалов. Величина углеводородного генерационного потенциала отложений среднего девона, определенная по данным анализа Рок-Эвал, составляет от 0,16 до 30 мг/г, в среднем - 5,8 мг/г, что позволяет рассматривать породы в качестве высокопродуктивных, обладающих высоким генерационным потенциалом. В отложениях позднего девона верхний предел генерационного потенциала ниже - 23 мг/г, однако средняя продуктивность нефтематеринских пород выше -7,6 мг/г. Каменноугольные и пермские образования обладают значительно меньшим потенциалом, лишь один образец из турнейских глинистых отложений обладает продуктивностью до 16,6 мг/г, в остальных случаях эта величина не превышает 1 мг/г, несколько выше эти величины в нижнепермских отложениях до 2 -3 мг/г. В среднем величина генерационного потенциала для пород каменноугольно-нижне-пермского возраста составляет 2,5 мг/г. Суммарная мощность нефтематеринских отложений в среднедевонском комплексе изменяется от 150 до 330 м, составляя в среднем 250-300 м, среди пород верхнего девона нефтепроизводящие породы предположительно имеют меньшее распространение, их суммарная толщина колеблется от 0 до 260 м, в среднем принимается 80 м. По показателю генерационного потенциала девонские отложения сопоставимы с извет-стными нефтематеринскими породами и можно полагать, что скопления углеводородов в верхнепалеозойских подсолевых отложениях северного борта Прикаспия были образованы за счет генерационного потенциала преимущественно девонских отложений (средний - верхний девон). Однако, характер продуктивности подсо79 левых отложений и распространение различных генетических типов нефтей дают основание говорить об ограниченном по площади распространении материнского комплекса и об изменении его фациального состава, что обусловило проявление генетических типов А1 и A3 в пределах северной бортовой зоны. В восточной части Прикаспийской впадины по результатам исследования биомаркеров установлено присутствие двух групп нефтей, что дает основание говорить о существовании двух основных нефтематеринских комплексов: преимущественно карбонатного по составу и терригенного. Несмотря на значительные объемы бурения, до настоящего времени высокопродуктивные материнские породы, достигшие необходимого уровня зрелости, которые однозначно коррелировались бы с нефтями "карбонатного" типа, в этой зоне не установлены. Разработанные отдельными исследователями (O.K. Навроцкий, Э.К. Азнабаев) представления о возможности участия карбонатных пород, слагающих эти тела, в образовании углеводородов, не находят подтверждения фактическими материалами. В мелководных морских образованиях, сложенных органогенными и органогеннообломочными разностями, накапливавшимися в зонах с активной аэрацией и обилием кислорода, содержание органического вещества, как правило, очень низкое. В нижней и верхней карбонатных толщах Жанажол-Торткольской зоны количество органического углерода составляет в среднем менее 0,4% (рис. 53), изменяясь в целом от 0 до 4 - 6 % в отдельных глинистых прослоях. Количественные показатели позволяют говорить о практическом отсутствии генерационного потенциала у пород карбонатных толщ KT-I и КТ-П каменноугольного возраста. Другим сравнительно крупным карбонатным комплексом является толща, залегающая под известняками КТИ в Темирской зоне. Здесь вскрыты карбонатные отложения среднего - верхнего девона, присутствуют эйфельский, живетский, франский и фаменский ярусы. Средний девон на площадях Кумсай и Бозоба представлен различными известняками, в которых присутствуют прослои глинистых пород. Между перекрывающими известняками живета и подстилающими породами эйфельского яруса выделяется туфогенные гамма-активные глины (мощность 30 м), представляющие зональную покрышку хорошего качества. В северной части Темирского массива верхнедевонские породы перекрыты карбонатами позднего визе. Южнее (площади Кумсай и Сев. Бозоба) на верхнедевонских карбонатах залегают серпуховские известняки с гаммаактивной пачкой (20м) туфогенных глин в основании. Общая мощность вскрытых карбонатных отложений среднего - верхнего девона от 1170 м до 700 м. Отсутствие аналитических данных по девонским отложениям в этой зоне не позволяет судить однозначно о них, как о нефтематеринских породах. Тем не менее, маломощные отложения девонского возраста, вскрытые скважиной Восточный Акжар, 5, представленные темноцветными карбонатно-терригенными образованиями, имеют содержание органического углерода от 0,3 до 1,2 % и концентрацию растворимой части РОВ от 0,005 до 0,025 %. В пределах данной структуры они обладают небольшой мощностью и говорить о каком-либо генерационном потенциале не приходится. Однако, распространение этих комплексов на восток и увеличение мощности в северовосточном направлении дают основание предполагать, что эти породы обладали значимым генерационным потенциалом в Темирской зоне. Анализ всех имеющихся материалов дает основание говорить, что наиболее вероятными материнскими породами для нефтей "карбонатного" типа могут являться породы среднего(?) - верхнего девона, сложенные преимущественно различными известняками с прослоями мергелей и глинистых пород. Области возможного распространения материнских пород этого возраста ограничивается районом Темирского свода. В эйфель-нижнефранское время в зоне Темирского массива мощность преимущественно карбонатного по составу комплекса составляла от 500 до 1300 м, причем наибольшие мощности смещены к Кенкиякскому (Темирскому-?) разлому. В Жанажол-Торткольской зоне происходит фациальное замещение карбонатного комплекса мощной терригенной толщей верхнедевонско-ранневизейского возраста. К востоку, в Примугоджарье, на Изембет-ской складке этот комплекс был выделен Р.Г.Гарецким (1962) как изембетская серия. В формационном отношении он близок граувакковой зилаирской серии Урала. Мощность сероцветной терригенной толщи верхнего девона на Изембетской структуре достигает 1540 м. Нижнекаменноугольные отложения имеют мощности до 1500 м. В составе этих отложений выделяются горизонты с преобладанием темных глинистых пород, обогащенных органическим веществом до образования тонких углистых прослоев. Эти породы формировались в мелководных морских условиях при наличии большого числа местных источников сноса. Турне-визейский комплекс сохраняет основные черты и имеет признаки граувакковой и угленосной формаций. В краевой приуральской части восточного борта комплексы позднего девона - раннего карбона характеризовались высокими скоростями накопления (более 85 м/млн. лет) и разу-боживанием органической составляющей. В связи с изложенным они, по-видимому, не являлись производящим комплексом. В пределах восточного склона Астраханско-Актюбинской зоны поднятий одновозрастные терригенные породы имели более тонкозернистый состав по сравнению с краевыми частями и меньшие мощности. Отложения турнейского яруса, вскрытые на площади Кожасай (скв. ПГС-1), прослеживаются по сейсмическим данным до приосевой части Астраханско-Актюбинской зоны. Нижне-средневизейский комплекс вскрыт на площадях Караулкельды, Восточный Акжар, Каратюбе, Локтыбай. Эти отложения представлены преимущественно тер80 ригенными образованиями - песчаниками, алевролитами, аргиллитами с редкими маломощными терригеннокарбонатными прослоями. В возрастном отношении они соответствуют верхней части изембетской серии. В отложениях этого комплекса установлено повышенное содержание РОВ, Сорг. составляет 2-3 % (скв. П-21 Караулкельды), 0,7-4 % (скв. 5 Восточный Акжар). Количество битумоидов в породах изменяется в широких пределах от 0,02 до 0,2 %. Характер обогащения органическим веществом верхнепалеозойских отложений Акжар-Коздысайской зоны (рис. 54), позволяет говорить о сравнительно невысоком генерационном потенциале девонских отложений, среднем по величине - нижнекаменноугольных, низком -пород среднего-верхнего карбона. По данным Рок-Эвал каменноугольные терригенные отложения (преимущественно турне-серпухов) обладают высоким выходом УВ - до 9,84 мг/г, при среднем значении -3,25 мг/г. Водородный индекс имеет значения до 330, что, с учетом достигнутой к настоящему времени степени зрелости, может свидетельствовать о высоких нефтепроизводящих свойствах. Суммарный выход УВ при пиролизе составляет 4,7 мг/г. Имеющиеся материалы дают основание полагать, что эта толща являлась важным материнским комплексом терригенного состава в пределах востока Прикаспийской впадины. Как уже отмечалось, она обладает промышленной продуктивностью, что доказано получением притоков нефти на площадях Кожасай, Локтыбай, В.Акжар, Каратюбе и др., где встречены нефти "кластического " типа. Кроме рассмотренных, следует отметить породы нижнепермского возраста, которые обладают высоким генерационным потенциалом в Акжар-Коздысайской НГЗ. Здесь они вскрыты на площадях Караул-Кельды, Курсай, Восточный Акжар, Крыккудук, Коздысай. Содержание органического углерода в большинстве случаев превышает 1-2 %, достигая максимальных значений до 5-10 %. Такого типа породы обычно представлены тонким переслаиванием мелкозернистых песчаников, алевролитов и аргиллитов, с редкими терригенно-карбонатными прослоями. По данным Рок-Эвал нижнепермские отложения большей части Маткен-Коздысайского НГР и особенно его северной и северо-восточной частей обладают значительным нефтегенерационным потенциалом. По ряду показателей они сопоставимы с отложениями среднего-верхнего девона северной бортовой зоны, обладающими высокими характеристиками, но имеют существенно более низкую термическую зрелость. Выход УВ при пиролизе достигает 37 мг/г породы. Водородный индекс в некоторых случаях имеет значения более 600, что отражает высокую продуктивность керогена в отношении генерации жидких УВ. Суммарный выход УВ при пиролизе составляет в среднем 4,6 мг/г породы. Хотя нижнепермские отложения и имеют высокие показатели продуктивности, они не оказали решающего влияния на продуктивность подсолевого разреза в пределах восточной бортовой зоны, так как по многим показателям имеют недостаточный уровень зрелости. Они находятся на начальной стадии генерации жидких УВ и с ними можно связывать появление нефтей с высокой плотностью, повышенным содержанием смол и асфальтенов, имеющих низкий уровень термической зрелости, которые были получены из нижнепермских отложений на площади Восточный Акжар. Нижнепермский (докунгурский) нефтегазоносный терригенный комплекс имеет региональное распространение, однако в разных частях Астраханско-Актюбинской НГО обладает различной продуктивностью и величиной генерационного потенциала материнских отложений. В пределах Темирского НГР и Жанажоль81 ской НГЗ сокращение мощностей нижнепермских отложений сопровождается возрастанием доли грубозернистых образований и снижением концентраций рассеянного органического вещества и соответственно величины генерационного потенциала. В пределах юго-восточной части Прикаспийской впадины, в Шолькаринской, Тортайской и Ушмо-линской НГЗ на многих локальных структурах в процессе поисково-разведочных работ в подсолевых отложениях были получены нефтегазопроявления и открыты незначительные по размерам скопления. В этом районе преимущественным распространением пользуются нефти группы В, обладающие рядом отличительных признаков по сравнению с нефтями восточной бортовой зоны. Генетически они так же связаны с материнскими породами кластического состава. Такие нефти выявлены на месторождениях Тор-тай, Аиршагыл, Ушмола, ЮЗ.Улькентюбе, Биикжал. Нефти, как правило, смолистые и обладают повышенной плотностью. В пределах Тортайского месторождения присутствуют нефти, в которых резко понижено количество нормальных алканов, что позволяет говорить о возможном влиянии палеогиперген-ных процессов. К настоящему времени отложения позднего палеозоя здесь достаточно хорошо изучены бурением, вскрыты породы от девона до раннепермского возраста. Данные по содержанию органического вещества в породах свидетельствуют, что в пределах северо-западного склона ЮжноЭмбинского поднятия отдельные горизонты каменноугольного и раннепермского возраста, в частности терригенные отложения турнейского и визейского ярусов, аргиллиты среднего карбона и артинского яруса, имеют повышенные средние концентрации Сорг. (до 1.1 - 1.4 %), (рис. 55). Карбонатные отложения среднекаменноугольного времени и позднего карбона - ранней перми имеют очень низкие средние концентрации органического углерода, что отражает практическое отсутствие у них генерационных возможностей, низким потенциалом обладают отложения верхнего девона. В подсолевом разрезе Ушмолинской НГЗ (рис. 56) глинистые породы, за исключением отдельных горизонтов раннепермского и раннекаменноугольного возраста, содержат невысокие концентрации органического вещества (в среднем менее 1 %). В составе рассеянного органического вещества велика доля гумусового ОВ, снижается доля аморфного сапропелевого материала. По направлению к Астраханско-Актюбинской зоне количество органического вещества в отложениях нижнего карбона несколько возрастает - до 1.5 % (Биикжал), хотя в целом породы и здесь имеют средний генерационный потенциал. Данные анализа Рок-Эвал, полученные для образцов Ушмолинской, Шолькаринской, Тортайской и других зон юго-востока Прикаспия показали, что в целом подсолевые отложения имеют ограниченные возможности в отношении генерации УВ. Причем, менее благоприятны в этом отношении породы нижней перми. Суммарный выход УВ при пиролизе (S1+S2) в среднем составляет 1,2 мг/г, что отвечает уровню бедных нефтематеринских пород (площади Ушмола, Маткен, Улькентобе). Породы каменноугольного возраста обладают несколько более высокими показателями, суммарный углеводородный потенциал изменяется от 0,7 мг/г до 19,1 мг/г, в среднем составляя 3,3 мг/г породы, что соответствует посредственному качеству материнских пород. Таким образом, полученные данные позволяют говорить, что подсолевые комплексы каменноугольного и раннепермского возраста в юго-восточной части Прикаспийской впадины обладают, в целом, ограниченным по величине генерационным потенциалом, что обусловлено невысокими концентрациями и неблагоприятным составом органического вещества. Отрицательными факторами являются невысокий генерационный потенциал и небольшие мощности материнских пород на значительной площади, низкие градиенты давлений в условиях сложной гидродинамической системы, что снижает возможность латеральной миграции УВ. Ограниченность ресурсов нефти и газа на этой достаточно обширной территории при обилии нефтепро-явлений и небольших скоплений с нашей точки зрения обусловлены качественными и количественными характеристиками вероятных нефтегазоматеринских комплексов. В пределах южной краевой части Прикаспийской впадины, где выделяется Каратон-Тенгизская НГЗ, вопрос о вероятных нефтематеринских комплексах может быть рассмотрен пока только с общих позиций. Он имеет важное значение, поскольку в этой части впадины расположены крупнейшие месторождения -Тенгизское и Астраханское, обладающие крупными запасами углеводородов. В пределах Каратон-Тенгизской зоны наиболее древними образованиями, вскрытыми скважинами, являются верхнедевонские (фаменские) карбонатные породы, которые представлены органогенными и зернистыми шельфовыми известняками, реже доломитами. Породы нижнекаменноугольного возраста охватывают возрастной интервал турне-башкир и имеют преимущественно карбонатный состав. В пределах карбонатных массивов они представлены различными органогенными и органогенно-обломочными известняками, которые содержат незначительные концентрации рассеянного органического материала. Содержание Сорг., как правило, не превышает 0,2-0,3 %, и составляет в большинстве случаев 0,02-0,1 %. Концентрация битумоидов в карбонатных породах достигает 0,02-0,03 %, редко имеет более высокие значения. Исключение составляют отдельные маломощные прослои темноцветных глинистых пород, где содержание Сорг. возрастает до 0,5-1 %. По обрамлению карбонатных массивов развиты склоновые образования нижнего - среднего карбона и ранней перми, представленные - обломочными и тонкозернистыми глинистыми известняками, мощностью до 600 м, которые замещаются при удалении от карбонатных массивов относительно глубоководными тонкозернистыми карбонатно-глинистыми породами, предположительно с более высоким генерационным потенциалом. Установлено, что они не могли обусловить формирование таких скоплений, как собственно Тенгизское, так как не имели достаточного уровня зрелости в период формирования месторождений. Следует так же учитывать малую вероятность латерального перемещения УВ при формировании этих скоплений. И хотя в настоящее время они достигли необходимого уровня зрелости для генерации УВ, учитывая особенности гидродинамических систем подсолевого палеозоя, они могли дать скопления преимущественно только в вышележащих породах, скорее всего, в надсолевом комплексе отложений. В Астраханской НГЗ выделяется визе-башкирский нефтегазоносный комплекс, который так же сложен преимущественно органогенными и органогенно-обломочными породами, различного фациального состава, среди которых нефтематеринские породы, обладающие высокими генерационными показателями, отсутствуют. Существует ряд моделей, объясняющих формирование столь крупных по запасам скоплений, однако они не объясняют всех особенностей строения и характера продуктивности месторождений. В качестве материнских пород в этих моделях принимаются различные нефтепроизводящие комплексы: - органогенные известняки каменноугольного возраста, слагающие карбонатные массивы; - тонкослоистые карбонатно-глинистые глубоководные породы, обрамляющие карбонатные массивы; - нижнепермские терригенные комплексы заполнения. С нашей точки зрения наиболее вероятными источниками УВ этих месторождений являлись подстилающие карбонатно-терригенные отложения среднего - верхнего девона, слагающие основания карбонатных массивов. Эти породы могут иметь литолого-фациальный состав и генерационный потенциал, близкие одновозрастным образованиям, изученным в пределах северной бортовой зоны. Выполненными ранее работами было показано, что суммарный генерационный потенциал может даже превосходить аналоги в северной бортовой зоне за счет существенно увеличенных мощностей этих отложений, которые по геофизическим данным могут достигать 1000 - 1500 м. Оригинальной точкой зрения на происхождение углеводородов в пределах Тенгизского месторождения являются представления Н.Д.Павлова и Ю.В.Коровина (1992), согласно которым Тенгизское поднятие имеет вид атолла с центральной частью заполненной глинистыми и углистыми известняками с прослоями оолитовых и калькаренитовых разностей. Возможно глинистые и углистые известняки, формирование которых происходило в мелководной теплой лагуне, содержали повышенные концентрации остатков животного и водорослевого материала и могли обладать повышенным генерационным потенциалом. Однако, данные представления пока не находят подтверждения фактическими данными бурения в центральных частях палеоатолла. 83 В пределах южного склона Астраханско-Актюбинской зоны, в Астраханской подзоне выделяется визе башкирский нефтегазоносный комплекс. Он обладает крупными промышленными запасами углеводородов, однако нефтегазоматеринские породы в них практически отсутствуют. Необходимо отметить, что в Тенгиз-Каратонской и других НГЗ, связанных с карбонатными массивами в южной, и особенно юго-восточной части впадины, наличие твердых битумов в породах-коллекторах дают основание предполагать, что существовал еще один, более древний, скорее всего раннепалеозойский материнский комплекс, который вошел в зону активной генерации углеводородов еще в позднем палеозое, до того, как был изолирован Тенгизский резервуар. Первичная залежь вероятно была разрушена в пост-башкирское - раннепер-мское время, когда Тенгизская ловушка находилась в аконсервационных условиях. Возможно, залежь была разрушена не полностью, но тяжелые нефти могли быть деасфальтизированы и термически изменены за счет поступления углеводородов в последующем из средне-позднеде-вонского комплекса. Надсолевой комплекс отложений, включающий верхнепермские образования и породы мезозой - кайнозойского возраста, имеет меньшее значение в процессах генерации углеводородов в Прикаспийской впадине. Относительно величины генерационного потенциала нефтегазоматеринских пород этого возраста существуют различные точки зрения, от полностью его отрицающих, до рассматривающих мезозойские отложения в качестве основной материнской толщи для надсолевых месторождений. Отложения верхней перми и нижнего триаса, представленные преимущественно пестроцветными образованиями, в отношении генерации УВ оцениваются, как правило, отрицательно. Это подтверждается характером обогащенности этих пород органическим веществом. Содержание органического углерода в этих породах изменяется незначительно в верхнепермских породах - от 0.01 до 0.15 % (среднее 0.05 % по 10 определениям), в более широких пределах в нижнем триасе - от 0.01 до 8 %, составляя в среднем 0.4 %, что может свидетельствовать о практическом отсутствии генерационного потенциала у этих пород в большинстве случаев (рис. 57). Нерасчлененные отложения триаса, вскрытые на обрамлении соляных куполов, так же относятся к породам с весьма ограниченным потенциалом. Судя по количеству органического вещества низкими генерационными возможностями обладают породы нижнего мела. Наиболее обогащены органическим веществом породы среднего - верхнего триаса и средней юры, количество органического вещества в которых достигает в среднем более 1,5 %. Породы триасового возраста с повышенным содержанием органического углерода в большей степени распространены в юго-западной части впадины, в том числе в западной части Междуречья Урал - Волга, где они часто представлены субаквальными мелководными, часто морскими образованиями. Такие отложения, например, вскрыты на площади Западный Сазанкурак, расположенной в межкупольной зоне, где их мощность достигает более 1500 м. Качественные показатели состава керогена, по данным метода Рок-Эвал, в частности соотношение водородного и кислородного индексов (рис. 58), показывают, что кероген мезозойских отложений относится преимущественно к III типу (т.е. преимущественно гумусовому ряду), реже имеет смешанный состав (II - III тип), и лишь некоторые образцы глинистых пород среднего - верхнего триаса площади Западный Сазанкурак содержат кероген I типа (сапропелевый). Часто породы юрского и триасового возраста включают углистые остатки, которые могут давать лишь газообразные УВ, но при высоких уровнях термической зрелости. Мезозойские отложения, в целом, по данным отражательной способности витринита и величине показателя Ттах (<430°С) (Рок-Эвал) имеют невысокую степень катагенеза, т.е. не достигли необходимого уровня для массового образования УВ. Количественные показатели генерационного потенциала составляют для юрских отложений 3.4 мг У В/г, для отложений триаса западной части Междуречья эта величина изменяется от 2 до 4 мг УВ/г породы. Необходимо учитывать, что принимая во внимание невысокий уровень зрелости керогена, эти показатели соответствуют ограниченному по величине потенциалу. Таким образом, основываясь на полученных данных по пиролизу, можно предполагать весьма незначительное участие пород мезозойского возраста в формировании скоплений УВ в надсолевом комплексе. Эти процессы могли играть определенное значение лишь в южной и юго-западной частях Прикаспийской впадины и в них могли принимать участие только глинистые и, возможно, карбонатно-глинистые породы, имеющие весьма ограниченное распространение в пределах центральных частей межкупольных мульд. На большей части территории, востоке и юго-востоке Прикаспия эти процессы не имели существенного значения. Рассмотренные данные позволяют сделать следующие выводы: - изучение подсолевых отложений Прикаспийской впадины позволяет предполагать, что в палеозое нефтегазоматеринские отложения не имели сплошного распространения и были ограничены по мощности; представления о том, что практически все подсолевые образования являются материнскими не подтверждаются имеющимися фактическими материалами; - среди отложений, вскрытых бурением, наиболее значительный генерационный потенциал в под-солевом мегакомплексе имеют отложения среднего - верхнего девона, которые распространены в пределах отдельных участков северной бортовой зоны и по обрамлению Астраханско-Актюбинской зоны поднятий, они являлись основным генерационным комплексом для Карачаганакской, Астраханской, Каратон-Тенгизской НГЗ, а так же надсолевого комплекса Каратон-Прибрежной НГЗ и, вероятно, для Жамбайской перспективной НГЗ; - предполагается, что отложения этого возраста, но представленные в иных фациях, обусловили образование скоплений УВ в Тепловско-Токаревской, Дарьинско-Росташинской и Чинаревской НГЗ Северо-Западной НГО; - для образования промышленных скоплений в Акжар-Коздысайской НГЗ основное значение имел верхнедевонско - нижне-каменноугольный (франско?-визейский) терригенный комплекс, аналог зилаирской серии восточного склона Урала, распространенный на восточном склоне Астраханско-Актюбинской системы поднятий; - молекулярный состав углеводородов нефтей Темирского и Жанажол-Торткольского НГР (Кенки-якская, Жанажольская НГЗ) свидетельствует о преимущественно карбонатном составе материнских пород, которые бурением пока не выявлены, особенности состава биомаркеров и определенные черты сходства с нефтями Боранколь-Прорвинской НГЗ и Бузачинского НГР позволяют предполагать, что материнские породы такого типа имели распространение в пределах Заволжско-Предуральской нефтегазоносной области, образуя локальные очаги генерации УВ, которые обусловили продуктивность как палеозойских, так и мезозойских отложений; - нефтематеринские породы нижне-среднекаменноугольного возраста имеют повышенный генерационный потенциал в отдельных зонах Маткен-Коздысайского НГР (Ушмолинской, Шолькаринской НГЗ), однако на большей части юго-восточного обрамления Астраханско-Актюбинской зоны материнские породы этого возраста имеют невысокую суммарную толщину при большой площади распространения, что обусловливает в целом низкий суммарный генерационный потенциал этого комплекса; - среди карбонатных органогенных и органогенно-обломочных отложений каменноугольного возраста нефтематеринские породы отсутствуют; - нижнепермские терригенные породы имеют высокий генерационный потенциал в Акжар-Коздысайской НГЗ, к западу от бортового уступа карбонатных платформ, однако они не достигли здесь необходимого уровня термической зрелости (зоны "нефтяного окна"), для того, чтобы генерировать значительные объемы углеводородов, однако, с реализацией потенциала этих отложений можно связать появление нефтей с повышенной плотностью и обладающих низким уровнем термической зрелости в нижнепермских отложениях (Восточный Акжар); - высокий генерационный потенциал раннепермских пород мог иметь важное значение в соседних зонах, где эти породы достигли более высокого уровня зрелости; представляется, что в центральных частях и на западном склоне Астраханско-Актюбинской системы поднятий, отложения ранней перми явились ос85 новным генерационным комплексом для надсолевых отложений Сагизской, Мартышинской, Акжар-Шубаркудукской НГЗ; - основаниями для таких предположений являются характеристики нефтей надсолевого комплекса этих зон, для которых по составу биомаркеров установлено, что их образование связано с материнскими комплексами кластического состава и они обладают высоким уровнем термической зрелости, который не может быть достигнут в надсолевом комплексе, т.е. формирование залежей происходило за счет вертикальной миграции из подсолевых отложений; - существуют признаки различий в фациальных условиях накопления материнских толщ, которые прослеживаются по составу биомаркеров надсолевых нефтей; - состав биомаркеров нефтей надсолевого комплекса и генерационные показатели мезозойских отложений свидетельствуют об отсутствии связи с материнскими породами в надсолевом комплексе, за исключением южных и юго-западных частей Прикаспийской впадины, где в пределах межкупольных депрессий накапливались тонкозернистые глинистые и карбонатно-глинистые породы триасового возраста (преимущественно средний - верхний триас), обладающие повышенным генерационным потенциалом. Особенности нефтегазоносности осадочного чехла На протяжении последних десятилетий вопросы нефтегазоносности Прикаспия с различной степенью детальности рассматривались многочисленными группами исследователей Казахстана, России, а в последние годы - и специалистами США, Англии, Франции, Турции, Китая и др. Следует при этом отметить, что основные представления о геологии и нефтегазоносности впадины, разработанные и сформулированные казахстанскими и российскими специалистами еще в период существования СССР, практически не изменились. Безусловно, появились новые дополнительные материалы, особенно в области современных геохимических исследований керна и нефтей, которые в ряде случаев позволяют подтвердить или опровергнуть существовавшие гипотетические представления об особенностях нефтегазообразования и нефтегазонакопления в этом уникальном по геологическим параметрам осадочном бассейне. С нашей точки зрения, наиболее важным выводом, основанным на современных исследованиях керна и нефтей, является вывод о дифференцированном по площади и разрезу "очаговом" нефтегазообразовании в докунгурском палеозое Прикаспия, что опровергает широко распространенную гипотезу о высоком нефтегазообразующем потенциале всего подсолевого разреза практически по всей площади впадины, в том числе по всей площади бортовых и прибортовых её зон. Как известно, на протяжении длительного времени этот тезис составлял основу оценки общего нефтегазоносного потенциала Прикаспийской впадины, который с учетом принятых параметров являлся очень высоким. Значительным по важности является также получение фактических геохимических данных, подтверждающих гипотезу о формировании месторождений в надсолевом комплексе преимущественно за счет миграции нефти и газа из отложений докунгурского палеозоя и ограниченности генерационного потенциала собственно надсолевых отложений. Безусловно важнейшая роль принадлежит геофизическим работам, выполненным в акватории Каспия до 1992 г. и в период 1994-1997 гг., а также завершенному бурением большинству сверхглубоких скважин, заложенных еще в период существования СССР. Эти данные не только позволили выяснить строение южной части впадины и характер её сочленения с зоной вала Карпинского и Бузачинским поднятием, но и получить фактические данные о вещественном составе, возрасте, толщинах, нефтегазоносности докунгурского палеозоя на глубинах 5,5-7 км. Последнее дало возможность обоснованнее подойти к оценке перспектив нефтегазоносности разреза в интервале глубин 5-7 км, т.е. той части, на которую по всем предыдущим оценкам приходилось более 50% прогнозных ресурсов углеводородов. Изложенное существенно расширяет фактологическую базу для анализа особенностей нефтегазоносности осадочного чехла с учетом специфики его подразделения на два нефтегазоносных мегакомплекса - подсо-левой и надсолевой. Подсолевой (докунгурский) мегакомплекс Нефтегазоносность подсолевых отложений доказана по всему периметру Прикаспийской впадины в пределах территории Казахстана и России. В региональном плане нефтегазоносны отложения среднего-верхнего девона, нижнего-среднего и верхнего карбона и докунгурской нижней перми, которые содержат газоконден-сатные месторождения без нефтяных оторочек и с оторочками (подушками), нефтяные месторождения с различными по величине газовыми шапками, а также чисто нефтяные месторождения. По величине запасов последние охватывают категории от мелких до супергигантских (уникальных). 86 Региональная нефтегазоносность подсолевого разреза контролируется кунгурской галогенно-сульфатной покрышкой, однако в формировании зональной нефтегазоносности важнейшую роль играют зонально развитые глинисто-аргиллитовые флюидоупоры, которые в ряде случаев почти целиком контролируют продуктивность не только нижних ярусов платформенного чехла, но и нижне-среднекаменноугольных отложений. Одним из факторов, оказывающих особое влияние на распределение нефтегазоносности, является сложное сочетание по площади и разрезу терригенных и карбонатных пород с характерными типами локальных структурных форм и резервуаров, а также горно-геологическими параметрами флюидальных систем. Основную часть площади впадины и разреза подсолевых отложений занимают терригенные породы, что в сочетании с фактором глубины их залегания приобретает принципиальное значение в сохранении достаточных ем-костно-фильтрационных свойств резервуаров на глубинах свыше 4,5-5 км. Следует отметить, что и на меньших глубинах коллекторы в этих породах характеризуются низкими, реже удовлетворительными, емкостно-фильтрационными свойствами, подверженными резкой изменчивости по площади даже в пределах локальных структур. Зачастую по указанным параметрам они находятся на грани промышленнопродуктивных, что подтверждено большим числом испытанных объектов в глубоких скважинах востока и юговостока Прикаспийской впадины. Снижение коллекторских свойств связано в первую очередь с наличием в песчаных, алевролитовых, гравелитовых или конгломератовых породах-коллекторах высокого содержания карбонатного цемента и рассеянной глинистости. Величины пористости находятся в пределах 10-12%, редко достигая 16-20%; проницаемость находится на уровне единиц - первого десятка миллидарси. Исключение составляют только единичные случаи развитой локальной трещиноватости, при наличии которой удается иногда получить высокие дебиты нефти при испытании скважин. В подавляющем же большинстве случаев для скважин характерны пульсирующие дебиты и стабильная малодебитная работа скважин только на штуцерах до 3 мм. Увеличение диаметра штуцера не только не приводит к увеличению дебита, но переводит работу скважины на пульсирующий режим с большими интервалами перерыва. Несколько обособленно на этом, в целом неблагоприятном, фоне представлен район площадей Локтыбай и Жанатан, где из песчаных коллекторов нижнего карбона были получены притоки нефти с де-битами до 100 м3/сут. и более. Наиболее стабильными коллекторскими свойствами характеризуются карбонатные породы (известняки, доломиты), содержащие поровые, каверновые, трещинные и смешанные коллекторы с удовлетворительными и высокими емкостно-фильтрационными свойствами. Уникальные карбонатные массивы типа Карачаганака, Тенгиза, Астраханского представляют по докунгурскому палеозою практически единый гигантский резервуар, полезная емкость которого определяется сложным сочетанием всех перечисленных выше типов коллекторов. Высокоемкие коллекторы установлены также в карбонатных отложениях восточного борта впадины и в пределах разновозрастных карбонатных уступов по периметру впадины. Для карбонатных комплексов характерно также развитие карстовых зон, что выявлено в процессе бурения на юге впадины и в отдельных интервалах разреза Карачаганака и Тенгиза. Сравнительная характеристика карбонатных массивов с обширными зонами развития терригенных и терригенно-карбонатных толщ складывается явно в пользу карбонатных разностей, емкостные и фильтрационные свойства которых более благоприятны как по количественным параметрам, так и по степени выдержанности их по площади. Более того, занимая значительно меньшую часть площади впадины, карбонатные палеозойские комплексы сконцентрировали в себе доказанные запасы нефти, газа и конденсата, не сопоставимые по объемам с выявленными запасами в терригенном докунгурском палеозое. Резко различаются между собой и месторождения углеводородов, приуроченные к рассматриваемым комплексам. Ловушки, связанные с карбонатными породами, характеризуются в большинстве случаев гигантскими полезными объемами, а залежи нефти и газа относятся к типу массивных и массивно-пластовых с высотами от первой сотни метров до 2 км. Месторождения, приуроченные к терригенным комплексам докунгурского палеозоя, характеризуются резкой изменчивостью коллекторских свойств по площади и их общими невысокими значениями, в связи с чем даже в пределах крупных по площади локальных структур (Тортай, Равнинная, Кенкияк, Акжар-Курсай-Каратюбе) запасы нефти составляют 0,5-5,0 млн. т. Отмеченная резкая дифференциация основных параметров карбонатных и терригенных комплексов является одной из важных особенностей нефтегазоносности докунгурского палеозоя, которую необходимо более полно учитывать при оценке прогнозных ресурсов. К другой особенности можно отнести возросшую роль структурно-седиментационного фактора в формировании благоприятных региональных и локальных структур, контролирующих региональную и локальную нефтегазоносность, которая связана здесь с рифогенными ловушками протяженных на десятки и даже сотни км зон развития разновозрастных карбонатных уступов; крупнейших по размерам внутрибассейновых карбонатных массивов и осложняющих их ловушек тектоно-седиментационной природы; толщ заполнения на моноклиналях, а также эрозионных останцов. В северной бортовой зоне определяющее влияние структурно-седиментационного фактора очевидно для нижнепермского и башкирско-визейского карбонатных уступов, внутрибассейнового Карачаганакского карбонатного массива и предполагаемого девонского карбонат87 ного уступа по периферии Погадаево-Астафьевского прогиба; на востоке - для башкирско-визейского бортового уступа; на юге и юго-западе для всего Каратон-Тенгизского и Астраханского карбонатных массивов. С этими районами связано большинство из выявленных в подсолевом комплексе нефтяных, нефте-газоконден-сатных и газоконденсатных месторождений, в том числе супергигантские по объемам запасов. В то же время, для всего внешнего обрамления северного борта впадины, для широкой и протяженной зоны шельфовых карбонатов восточного борта и обширной площади развития терригенных комплексов особенности седиментации не оказывают столь важного влияния на формирование региональных и локальных структур. Преобладающая роль тектонического фактора в формировании локальных структур здесь очевидна, в связи с чем большинство из них представлено традиционными брахиантиклиналями, расположенными либо на моноклинальных участках бортовых зон, либо в пределах сводовых частей и склонов крупных поднятий (например Алибек-Мола, Жанажол на восточном борту; Тортай, Равнинная на северо-западном склоне Южно-Эмбинского поднятия; Первосоветская, Чинаревская во внешнем обрамлении северной бортовой зоны и др.). Рассматривая региональные особенности структурного контроля нефтегазоносности отложений докунгурского палеозоя следует отметить, что связь нефтегазоносности с крупными положительными структурными элементами здесь очевидна, хотя в ряде случаев она не проявляется столь контрастно, как, например, в мезокайнозойских осадочных бассейнах Казахстана. Последнее вполне объяснимо тем, что формирование крупных структурных элементов в палеозое Прикаспия обусловлено более длительным геологическим временем и сложными процессами взаимовлияния тектоники со специфическими условиями осадконакопления. Следует также отметить ошибочность бытующего до сих пор мнения о том, что большинство крупных положительных структурных элементов в палеозое Прикаспийской впадины характеризуется древним заложением и унаследованным развитием и, по аналогии с молодыми платформами, они являются или должны быть потенциально наиболее богаты нефтью и газом. Многими исследователями уже неоднократно отмечался факт смещения зон нефтегазонакопления к востоку, юго-востоку и югу от наиболее приподнятого залегания фундамента в Астраханско-Актюбинской системе поднятий, т. е. приуроченности этих зон к ее периферии. Резкое несоответствие структурных планов нижних и вышележащих секций осадочного чехла (не говоря уже о надсолевой толще) установлено во многих районах впадины, в том числе и на таких супергигантских и крупных локальных ловушках, как Тенгиз, Жанажол и др. Поэтому правильнее говорить о плановом соответствии структуры вышележащих и нижележащих палеозойских комплексов только в строго определенных районах впадины. Что касается времени заложения ловушек, то "цоколь" таких структур, как Тенгиз, Карача-ганак, Чинаревское, Астраханское и ряд других был заложен на рубеже средний-поздний девон, а всё их последующее развитие было обусловлено сложным взаимодействием тектоно-седиментационных процессов. Рассматривая особенности нефтегазоносности подсолевых палеозойских отложений следует отметить определенное пространственное распределение жидких и газообразных углеводородов по бортовым участкам впадины. Так, для северной и северо-западной частей характерно наличие газоконденсатных залежей с нефтяными оторочками (подушками) и без нефтяных оторочек. Содержание конденсата в газе колеблется в широких пределах, но именно здесь установлено его наибольшее значение в сравнении с другими районами Прикаспийской впадины (стабильный конденсат до 650 г/см3, сырой конденсат до 1200 г/м3 на месторождении Карачаганак). В восточной части впадины в докунгурском палеозое имеются нефтяные месторождения с газовыми шапками и без газовых шапок, а также одно газоконденсатное месторождение с незначительной нефтяной оторочкой. В целом восточная бортовая зона является преимущественно нефтяной. В пределах юг-юго-восточной части впадины нефтяные месторождения также преобладают. Небольшая газоконденсатная залежь с предполагаемой нефтяной оторочкой установлена здесь только на площади ЮгоЗападное Тажигали. На юго-западе впадины в подсолевом палеозое выявлены газоконденсатные месторождения. Таким образом, в региональном плане докунгурский палеозой является преимущественно нефтеносным в восток-юго-восточной и южной частях впадины, газоконденсатным на юго-западе и преимущественно газоконденсатным - в северной и северо-западной частях. К характерной особенности нефтегазоносности подсолевых карбонатных отложений следует отнести наличие сероводорода в свободном и растворенном в нефти газе. На месторождениях северной бортовой зоны концентрация сероводорода изменяется от долей до 3,8 %; в восточной бортовой зоне она составляет 1.2-5,9 % и резко увеличивается на месторождениях юга и юго-запада впадины, достигая здесь 18-24 %. Газы месторождений, приуроченных к терригенным комплексам, сероводорода не содержат. Поисково-разведочными работами установлена резкая дифференциация горно-геологических параметров подсолевых отложений. Среди этих параметров в первую очередь следует отметить пластовые давления, значения которых меняются от нормальных гидростатических до аномально высоких и аномально низких. Последние зафиксированы в узкой полосе развития карбонатных пород юго-западного склона Южно-Эм-бинского поднятия, где кунгурская соленосная покрышка отсутствует и отложения карбона трансгрессивно перекрываются терригенными разностями триасового или юрского возраста. Именно здесь выявлены крупные карстовые полости, а бурение скважин на промывочных жидкостях удельного веса 1,04-1,06 г/см3 приво88 дило к катастрофическим поглощениям. Интересно, что с этой зоной граничит зона с аномально-высоким пластовым давлением, превышающим гидростатическое давление в 2,2 раза. Наиболее высокий уровень превышения пластовых давлений над гидростатическим фиксируется в пределах структурной террасы, занимающей промежуточное положение между юго-западным склоном Южно-Эмбинского поднятия и восток-юго-восточным склоном Приморского поднятия, где на площадях Елемес и Аиршагыл этот уровень достигает 30-40 МПа. В целом по восток-юго-восточной и южной прибортовым зонам уровень фактических пластовых давлений в 1,6-2,2 раза выше гидростатического, что свидетельствует о напряженной энергетической обстановке в подсолевом разрезе. В то же время, резкая дифференциация полей давлений является реальным отражением аномальности существующей гидродинамической системы докунгурского палеозоя, не сопоставимой с гидродинамической системой классических артезианских бассейнов. Гидродинамический режим здесь не может быть отнесен к категории активно водонапорного, по крайней мере в региональном плане, а проявление его на локальных участках лишь подтверждает сделанные многими исследователями предположения о застойном и преимущественно элизионном режиме во всем подсолевом палеозое. Этот вывод имеет принципиальное значение для построения гипотетических схем о вероятных направлениях и расстояниях миграции углеводородов, особенно с учетом высказанных ранее соображений об "очаговом" нефтегазообразовании в докунгурских отложениях, основанном на геохимических исследованиях. Юго-восточные и, особенно, южные районы Прикаспийской впадины характеризуются также наиболее жёстким температурным режимом, при этом уровень температур 105-110°С является обычным для подсоле-вых отложений на глубинах до 5 км, а на отдельных участках высокие температуры встречены здесь и в над-солевом комплексе на глубинах около 3 км (Прорвинская зона, температура 95-102°С в юре на глубинах 3,0-3,2 км; Мынтобинская зона 210-247°С на глубинах 3,8-4,3 км; Приморская зона - 87-90°С на отдельных участках на глубинах 2,8 км - Кокарна и др.). Рассматривая распределение нефтегазоносности в подсолевом палеозое следует отметить также некоторые локальные особенности, установленные в пределах выделенных геологических областей. Они обусловлены дифференциацией нефтегазовых систем в осадочном чехле Прикаспийской впадины, связанной с особенностями эволюции практически каждой из отмеченных ранее геологических областей (рис. 59). Так, в пределах Северо-Западной ГО можно выделить четыре наиболее характерных района. Первый район - Тепловско-Токаревский, связан с рифогенными ловушками, развитыми в пределах бровки нижнепермского бортового уступа, имеющего протяженность в несколько сотен км. Это небольшие структуры с размерами 1-1,5x3-5 км, крутыми южными и пологими северными крыльями и максимальными амплитудами до 250 м. Подстилающие отложения карбона в структурном отношении представляют собой не нарушенный моноклинальный склон, а по отложениям девона на фоне их моноклинального погружения ожидается развитие относительно крупных ловушек тектонического экранирования. Продуктивными в разрезе являются только артинские карбонатные отложения, содержащие газоконденсатные залежи без нефтяных оторочек в юго-западной части цепочки структур и с нефтяными оторочками - в центральной и северо-восточной их части. Таким образом, с юго-запада на северо-восток прослеживается чёткая закономерность появления нефтяных оторочек и увеличения их высоты с 10 м до 50 м, что некоторые из казахстанских исследователей объясняли миграцией углеводородов с югозапада на северо-восток и их дифференциальным улавливанием ловушками по пути миграции. Характерной особенностью являются в целом низкие и умеренные коэффициенты заполнения ловушек, достигающие своей максимальной величины 0,7 на Западно-Тепловском месторождении (при высоте ловушки 250 м высота залежи 185 м). Второй район - Дарьинско-Росташинский, охватывает территорию от нижнепермского карбонатного уступа до башкирско-визейского карбонатного уступа включительно. Здесь выделяется два типа месторождений. Один связан с локальными структурами рифовой природы непосредственно в зоне башкирско-визейского карбонатного уступа, где в органогенных постройках с амплитудами до 200 м и максимальными размерами 3x10 км нефтегазоносны отложения низов башкирского и верхней части серпуховского ярусов (Росташин-ское газовое и Дарьинское нефтегазоконденсатное месторождения). Коэффициенты заполнения ловушек здесь не превышают 0,3 (при амплитуде ловушек 150-200 м высота залежи составляет 50-70 м). Другой тип месторождений в "межуступной" зоне связан с межсолевой карбонатной толщей калинов-ской свиты казанского яруса верхней перми, где установлены Каменское и Росташинское газоконденсатные месторождения и Южно-Гремячинское нефтяное. Характерными особенностями указанных внутрисолевых ловушек являются их высокие амплитуды от 400 м до 800 м, сильная нарушенность и четко выраженное блоковое строение, широкий диапазон колебаний пористости и проницаемости с зонально развитой трещиноватостью, экранирование ловушек нарушениями в головных частях. Третий район - Чинаревский внешнебортовой, охватывает территорию от нижнепермского бортового 89 уступа на север, северо-запад и северо-восток в направлении к Бузулукской впадине и Карповскому выступу. Наиболее представительной структурой здесь является Чинаревская, связанная с крупной девонской нарушенной брахиантиклинальной складкой, расположенной над одноименным выступом фундамента и не проявляющейся в вышележащих палеозойских отложениях. 90 Карбонатная седиментация в формировании ловушки играет подчиненную роль и проявляется эпизодически в головных частях приподнятых блоков. Здесь же в девоне выявлены две газоконденсатные залежи, а в турнейском комплексе одна нефтяная залежь. Рассматриваемый тип характерен для всего внешнего обрамления впадины и прослежен в пограничных районах России. Четвертый район - Карачаганакский, представлен внутрибассейновой контрастно выраженной структурой тектоно-седиментационной природы с амплитудой от девонских до кунгурских отложений в 1800 м, а с учетом девонского комплекса - около 2,5 км. По карбонатным отложениям карбона и докунгурской перми это единый сложно построенный резервуар с преобладающими элементами тектоники по карбону и карбонатной седиментации - по нижней перми. Тектонический "цоколь", на котором в последующем развивалась указанная уникальная структура, фиксируется на границе средний-поздний девон. Коэффициент заполнения ловушки газоконденсатом и нефтью составляет около 1,0 и является одним из наиболее высоких для месторождений в подсолевом комплексе Прикаспийской впадины. Залежь газоконденсатная с нефтяной подушкой. Все вышеизложенное позволяет высказать некоторые соображения об особенностях нефтегазоносности северо-западной ГО. Они сводятся к тому, что наиболее широкий вертикальный диапазон продуктивности, охватывающий средне-верхнедевонский, каменноугольный и нижнепермский комплексы, отмечается только на локальном (Карачаганакском) участке, относимом к внутрибассейновой карбонатной постройке. В полосе развития нижнепермского карбонатного уступа установлена продуктивность в основном только артинского и филипповского комплексов, хотя не исключается вероятная продуктивность девонских тектонически экранированных ловушек. В пределах зоны развития башкирско-визейского бортового уступа доказана нефтегазоносность башкирского и серпуховского ярусов. Во внешней бортовой части, где развиты структуры преимущественно брахиантиклинального и антиклинального типов, основным продуктивным комплексом является девонский и в меньшей мере - нижнекаменноугольный (турнейский), в котором получены единичные промышленные притоки газоконденсата и нефти. В связи с повышенной нарушенностью девонского (дофаменского) комплекса здесь будут развиты преимущественно тектонически и стратиграфически экранированные типы ловушек, что безусловно должно учитываться в вариантах прогноза нефтегазоносности. Большинство из них было заложено уже на дофаменском этапе, при этом возникновение положительных структурных форм было обусловлено влиянием преимущественно тектонических, и в меньшей мере - седиментационных процессов. На указанном этапе основными покрышками являлись внутридевонские локальные флюидоупоры, роль которых при ярко выраженном блоковом строении дофаменского комплекса возрастала на каждом конкретном локальном участке. Дальнейшая история развития ловушек была существенно различной. Так, во внешнем обрамлении и по периферии Погадаево-Астафьевского прогиба их рост фактически прекратился в раннем карбоне; в районе нижнепермского карбонатного уступа рост прервался в каменноугольное время и с определенным плановым смещением продолжился в ранней перми, в том числе на послекунгурском этапе; на Карачаганаке ловушка развивалась прерывисто унаследованно и сформировалась, в основном, уже в послекунгурское время после отложения галогенно-сульфатной кунгурской покрышки. Послекунгурский этап безусловно явился определяющим в формировании ловушек и связанных с ними таких месторождений как Карачаганак, вся Тепловско-Токаревская и Каменско-Южно-Гремячинская группы, однако его роль фактически не проявлялась при формировании ловушек во внешнем обрамлении северо-западной ГО. Все изложенное достаточно ясно показывает многообразие геологических условий подсолевых отложений северо-западной ГО, в том числе зональную и локальную дифференциацию нефтегазоносности. Специфические особенности строения докунгурского палеозойского комплекса в совокупности с его физическими параметрами не дают достаточных оснований считать латеральную миграцию углеводородов в качестве одного из главных факторов, определяющих здесь как региональную, так зональную и локальную нефтегазоносность. С нашей точки зрения латеральная миграция на значительные расстояния здесь практически исключена, что косвенно может служить одним из оснований для предположения о нескольких различных по нефтегазовому потенциалу источниках нефтегазогенерации. В пределах Центральной ГО отложения подсолевого докунгурского палеозоя скважинами не вскрыты и доказанная нефтегазоносность здесь связана только с надсолевым комплексом. В пределах Астраханско-Актюбинской ГО в докунгурском палеозое выявлены месторождения Имашевское, Юго-Западное Тажигали, Королевское, Тенгиз, Кашаган, Восточный Акжар и Кенкияк. Область характерна также наибольшим числом месторождений в надсолевых отложениях в сравнении с другими областями Прикаспийской впадины. Здесь выделяются три характерных района: Приморско-Астраханский, Маткен-Коздысайский и Темирский. Первый из них включает в себя систему карбонатных платформ - Астраханскую, Жамбайскую (предположительно) и Каратон-Тенгизскую (Тенгиз-Кашаганскую). 91 Второй охватывает крупнейшую моноклиналь в восток-юго-восточной части впадины. Третий также приурочен к одноименной карбонатной платформе. Приморско-Астраханский район содержит основные запасы нефти и газа Прикаспийской впадины. В пределах Астраханской карбонатной платформы на территории Казахстана выявлено Имашевское газоконденсатное месторождение, краткое описание которого приведено ранее. Карбонатная платформа представляет собой единое валообразное поднятие с амплитудой 400 м и размерами 130x60 км. Здесь нет ярко выраженных ловушек тектоно-седиментационного типа, за исключением Заволжского и Имашевского участков на северо-восточной и юго-восточной периферии карбонатного массива. Гигантский полезный объем Астраханской ловушки обусловлен главным образом её огромной площадью, однако емкостно-фильтрационные свойства карбонатного башкирского резервуара в районе Има-шевской рифогенной ловушки более благоприятны. Помимо башкирского яруса притоки газа были получены на Астраханском месторождении из визейских известняков, а нефти - из девонской толщи и фи-липповских отложений кунгурского яруса. Газопроявления отмечались также в палеогеновых и неогеновых отложениях. Все исследователи единодушны в том, что Астраханская ловушка недозаполнена газом и коэффициент заполнения ее меняется по различным данным от 0,45 до 0,65 в зависимости от того, какую замковую изогип-су по кровле башкирских отложений принимают те или иные исследователи. Залежь массивного типа не имеет аналогов в Прикаспийской впадине по содержанию кислых компонентов, максимальные концентрации которых достигают около 50% объема газовой фазы. По времени заложения Астраханскую ловушку можно предположительно считать среднедевонской, а по характеру развития на палеозойском этапе она близка к унаследованному типу. Из наиболее активных тектонических этапов последующей истории большинство исследователей отмечает ранненеогеновый. Считается, что газоконденсатная залежь в башкирских отложениях является вторичной и она образовалась после разрушения первичной нефтяной залежи. В качестве основного доказательства изложенного, практически все исследователи приводят многочисленные случаи битумных включений в кавернах, трещинах и пустотах выщелачивания в изученном интервале глубин от 4,0 до 4,8 км. В пределах Каратон-Тенгизской (Тенгиз-Кашаганской) карбонатной платформы доказана нефтегазоносность нижне-среднекаменноугольных и верхнедевонских (фаменских) отложений. Локальные ловушки имеют здесь огромные полезные объемы и в структурном отношении связаны с тектоно-седиментационными антиклинальными складками, как правило, с относительно пологим сводом и крутыми крыльями. Вся карбонатная платформа имеет форму полукольца, выгнутого в сторону глубоководного бассейна (на север и восток). В его северной части, расположенной на суше и в акватории Каспия, прослеживается субширотно ориентированная антиклинальная линия, состоящая из крупных структур Каратон, Юго-Западное Тажигали, Пустынная, Кайран, Кашаган, из которых две последние расположены в акватории Каспия. На суше опоискованы Каратонская структура, на которой вскрытый до 5500 м подсолевой разрез полностью обводнен; Ю.-З. Тажигали, где в процессе аварийного фонтанирования (скв. 13, глубина 3820 м) был получен фонтан газа, перешедший затем в фонтан газа с водой и нефтью; Пустынная, где получен слабый приток нефти плотностью 1035 кг/м 3. В акватории испытаны скважины на Восточном и Западном Кашагане, где получена легкая нефть с большим газовым фактором. В южной части карбонатной платформы столь ярко выраженная линейность отсутствует. Разбуренные здесь ловушки Тенгиз и Королевская содержат соответственно уникальные и крупные запасы нефти. Состояние разведанности локальных ловушек на суше свидетельствует о том, что Каратон-Тенгизская зона по характеру насыщености подсолевого комплекса является газоконденсатнонефтяной с преобладанием жидкой фазы над газообразной. По типу резервуара выявленные залежи относятся к массивным с максимальной предполагаемой высотой около 1600 м (Тенгиз) и минимальной 200 м (ЮЗ Тажигали). Ловушки являются тектоно-седиментационными, часть их "бескорневые", т.е. не находящие отражения по поверхности фундамента и в нижних ярусах чехла. Время возникновения "цоколя", на котором в последующем развивались седиментационные ловушки, можно считать среднедевонским. На протяжении палеозойского этапа, по крайней мере с позднедевонского до кунгурского времени включительно, ловушки развивались в режиме, близком к унаследованному. Из-за недостаточной разведанности продуктивных ловушек нельзя достоверно определить коэффициенты их заполнения, но все же можно предположить, что наибольший коэффициент заполнения будет на Тенгизе, а наименьший - на ЮЗ Тажигали. Изменение флюидальной системы от нефтяной на Тенгизе до нефтегазоконденсатной на ЮЗ Тажигали ряд исследователей объясняет интенсивной латеральной миграцией углеводородов с севера на юг и их дифференциальным улавливанием ловушками на пути миграции. С нашей точки зрения эта схема формирования залежей представляется маловероятной по целому ряду причин. Региональный и локальный характер строения карбонатной толщи от фамена до артинских отложений при резких колебаниях ее мощности и зачастую 92 практически полной изолированности по периферии локальных структур не позволяет говорить о существовании необходимых условий для латеральной миграции по крайней мере по этому комплексу. Надо тогда предполагать, что подобная миграция могла происходить по дофаменской части разреза, которая залегает моноклинально и не подвержена столь резким колебаниям мощностей. В то же время, в других районах Прикаспийской впадины эта часть разреза имеет ярко выраженное блоковое строение и совершенно очевидно, что под Каратон-Тенгизской карбонатной платформой дофаменский комплекс будет также сильно нарушен, что естественно создаст практически непреодолимые препятствия для широкой латеральной миграции углеводородов на дальние расстояния и ограничит ее отдельными блоками. Отсюда следует, что учет реальной геологической ситуации ставит под сомнение бытующую гипотезу о механизме формирования месторождений в рассматриваемом районе и причинах современного фазового состояния углеводородов в ловушках. Строение последних таково, что они могли заполняться углеводородами только снизу, а не сбоку, следовательно, роль латеральной миграции ограничивалась транспортировкой флюидов к основанию ловушки. Во всем последующем механизме формирования залежей вертикальная миграция была определяющей. Более того, степень изоляции подсолевых ловушек на протяжении всего послекунгурского этапа их развития определила не только уровень современных коэффициентов заполнения ловушек, но и характер фазового состояния углеводородов, что прямо связано с циклами нефте- и газообразования. Наличие включений битума по всему разрезу Тенгиза свидетельствует по крайней мере о двух циклах заполнения ловушки - дораннепермском (московско-артинском?) и послекунгурском. Первый цикл из-за отсутствия покрышек привел к разрушению первичной залежи, индикатором которой и являются включения битума. Второй цикл сформировал современную залежь. Можно предполагать, что нерас-формированные или частично расформированные ловушки содержат нефтяные залежи с нормальным или недонасыщенным газонасыщением нефти; сильно расформированные ловушки содержат газокон-денсатные залежи относительно небольшой высоты с нефтяными оторочками (подушками) или без оторочек. В пользу справедливости подобной схемы, может свидетельствовать наличие нефтяных залежей в надсолевом комплексе, образовавшихся за счет в разной степени расформированных подсолевых месторождений. При этом совсем не обязательно, чтобы нефтяные залежи располагались строго по вертикали над палеозойской ловушкой, хотя такие примеры имеются по восточной части Прикаспийской впадины и в рассматриваемом районе. Изложенная схема вполне удовлетворительно объясняет установленный характер нефтегазоносности на суше Каратон-Тенгизской (Приморской) карбонатной платформы и дает дополнительные основания для повышения достоверности оценки перспектив нефтегазоносности акватории северной части Каспийского моря. Маткен-Коздысайский район связан с одноименной моноклиналью, протяженностью около 400 км и прослеженной в восток-юго-восточной части впадины от границ Каратон-Тенгизского карбонатного массива до Темирского карбонатного массива. Подсолевая секция осадочного чехла здесь представлена преимущественно терригенными породами с незначительными прослоями (редко пачками) известняков и доломитов в среднем карбоне и среднем девоне. В пределах района можно выделить три зоны с характерными особенностями нефтегазоносности. С юго-запада на северо-восток этими зонами являются Ушмолинская, Шолькаринская и Акжар-Коздысайская. В первой из них нефтеносность связана с "терригенно-карбонатной плитой" башкирского и московского ярусов среднего карбона. На площадях Маткен, Карашунгул, Ушмола, Юго-Западное Улькентобе и др. в процессе бурения отмечались интенсивные нефтепроявления. В процессе испытания приток нефти дебитом до 25 м 3/сут. был получен на Карашунгуле. Для зоны характерна региональная "зараженность" нефтегазопроявлениями отложений среднего карбона. Характерно также отсутствие высокоемких ловушек даже при наличии крупных структур, что обусловлено наличием в разрезах преимущественно низкоемких и низкопроницаемых коллекторов при их резких замещениях неколлекторами по площади и по вертикали. В отложениях верхнего карбона и нижней перми прямые признаки нефтегазоносности не установлены. Нефтегазоносность визейского, турнейского ярусов нижнего карбона и девонских отложений не изучена. В Шолькаринской зоне доказана нефтеносность нижнепермских отложений, представленных чередованием грубообломочных пород с аргиллитами. Притоки нефти были получены на площадях Шолькара и Сев. -Сарыбулак с максимальными дебитами до 15 м3/сут. Высокоемкие резервуары здесь также отсутствуют. В Акжар-Коздысайской зоне доказана нефтеносность площадей Восточный Акжар-Курсай-Каратюбе, где продуктивны отложения нижней перми и среднего карбона, представленные чередованием гравелитов, песчаников, алевролитов и аргиллитов. Характерной особенностью разрезов является частое переслаивание коллекторов с неколлекторами толщиной от одного метра до нескольких метров. Пласты коллекторы замещаются по площади и по разрезу в связи с чем строение резервуаров очень сложное. Емкостно-фильт93 рационные свойства коллекторов преимущественно низкие. Величины дебитов нефти изменяются от долей м 3/сут. до 850 м3/сут. Единичные крупные дебиты нефти вероятнее всего связаны с локально развитыми зонами трещиноватости вблизи предполагаемых разломов. В целом весь Маткен-Коздысайский район характеризуется преимущественным развитием терри-генных комплексов и отсутствием высокоемких ловушек главным образом по причине низких и реже -средних емкостнофильтрационных параметров коллекторов. Следует подчеркнуть, что на основной части Астраханско-Актюбинской ГО подсолевые отложения будут также представлены преимущественно терригенными породами. Об этом свидетельствуют данные бурения на площадях Караулкельды, Биик-жал, Эмбинская, Акатколь, Карсак, Манаш, Междуреченская, Кобяковская, Восточно-Казанская и сейсмические материалы. С учетом увеличения глубин залегания этих отложений и результатов работ в Мат-кен-Коздысайском районе определяется степень их перспективности на территории Астраханско-Актюбинской НГО, сопредельной с Центральной ГО. Темирский (Енбекский) район связан с одноименным карбонатным массивом, который по кровле каменноугольных известняков представлен крупнейшим поднятием меридиональной ориентировки. Гипсометрически наиболее приподнятая часть установлена на юге поднятия, где и находится единственное выявленное нефтяное месторождение Кенкияк. На месторождении установлен самый широкий стратиграфический диапазон продуктивности среди всех месторождений восточной бортовой части впадины, охватывающий каменноугольные, нижнепермские, верхнепермские, триасовые, нижне-среднеюрские и нижнемеловые отложения в интервале глубин от 160 м до 4300 м. Месторождение чисто нефтяное. В структурном отношении это изометрическая антиклинальная складка коробчатой формы по каменноугольным отложениям и моноклиналь с запад-юго-западным падением по докунгурской нижней перми, экранированная субмеридио-нально ориентированным нарушением в её восточной части. Коэффициент заполнения каменноугольной части ловушки может быть условно принят на уровне 0,6. Вероятнее всего ловушка была заложена в девоне и в дальнейшем развивалась в режиме, близком к унаследованному. Если верны предположения о том, что карбонатная толща KT-I присутствует в разрезе и представлена незначительными по мощности глубоководными осадками, то ловушка была частично расформирована на рубеже карбон-ранняя пермь. Резюмируя все вышеизложенное следует подчеркнуть, что промышленная нефтегазоносность под-солевого палеозоя Астраханско-Актюбинской НГО контролируется двумя важнейшими факторами -структурным и литологическим. Карбонатные отложения в пределах тектоно-седиментационных поднятий на карбонатных платформах являются основным комплексом, с которым связаны промышленные скопления нефти и газоконденсата. Карбонатные платформы различаются по особенностям эволюции, в том числе по таким важным параметрам, как время заложения и характер развития, что безусловно повлияло на формирование месторождений и фазовый состав углеводородов в современных залежах. Значительная часть Астраханско-Актюбинской НГО, в пределах которой отложения докунгурского палеозоя представлены преимущественно терригенными породами, уступает районам развития карбонатных платформ в главном - отсутствии высокоемких ловушек, обусловленном спецификой геологических обстановок формирования докунгурских отложений. Этим фактором, по-существу, и определяется степень перспективности территории Астраханско-Актюбинской ГО за пределами развития карбонатных платформ. Заволжско-Предуральская НГО. Указанная область по характеру геологического строения и нефтегазоносное™ резко отличается от всех рассмотренных ранее. Являясь фактически инверсионной, т.е. возникшей на месте глубокого прогиба в результате активных геодинамических процессов, она характеризуется несовпадением структурных планов верхних и нижних секций палеозойского разреза. Другой особенностью является наличие системы строго ориентированных брахиантиклиналь-ных "бескорневых" структур, т.е. структур контрастно выраженных только в верхних частях докунгурских отложений. Региональная, близкая к кольцевой, и различная по времени активизации система надвигов выполнила здесь главную структуроформирующую роль. В результате во фронтальных частях надвигов сформировалась протяженная на сотни километров система преимущественно высокоамплитудных "бескорневых" структур. Структуры формировались в верхних секциях палеозойского разреза независимо от того, какими породами - терригенными или карбонатными были представлены эти секции. Дифференциация горизонтальных движений по времени проявления и степени активности на различных участках рассматриваемой области обеспечила дифференциацию области на районы с характерными геологическими особенностями. В одних случаях палеозойские отложения дислоцированы настолько, что практически не представляют интереса для поисков в них вероятных ловушек. В других - сжатие выполнило главную структуроформирующую роль, а также создало систему каналов для вертикальной миграции углеводородов. Следует особо подчеркнуть, что влияние горизонтальных движений охватило в ряде случаев и пограничные участки Астраханско-Актюбинской НГО. В Заволжско-Предуральской НГО нефтегазоносность контролируется четырьмя районами - Бузачин94 ским, Сазтюбе-Сарыбулакским, Жанажол-Торткольским и Предуральским. В Бузачинском районе, приуроченном к Бузачинскому поднятию, палеозойские отложения сильно дислоцированы и разбиты сетью нарушений на разноразмерные, в основном мелкие, блоки. По палеозойским отложениям этот район представляет фронтальную часть крупнейшей Карпинско-Бузачинской складчато-надвиговой системы, что резко снижает их перспективы нефтегазоносности. Выявленных месторождений в палеозойской секции разреза нет. Доказанная нефтегазоносность связана со средневерхнеюрскими (байос, бат, келловей) и нижнемеловыми отложениями. Сазтюбе-Сарыбулакский район охватывает территорию Южно-Эмбинского палеозойского поднятия, в том числе его периклинали и северный склон. В пределах района выделяются три зоны - Сазтюбинская, Тортайская и Сарыбулакская (Уртатауская), две первых из которых контролируют нефтегазоносность палеозоя. Региональная соленосная покрышка здесь резко сокращена и встречается главным образом своей нижней ангидритовой секцией по периферии района.. В Сазтюбинской зоне нефтегазоносны карбонатные отложения нижней перми на ненарушенных антиклинальных складках юго-западной ориентировки с амплитудами в пределах 100-120 м. Карбонатные коллекторы характеризуются удовлетворительными и хорошими емкостно-фильтрационными свойствами. Покрышкой служат глины пермотриасового комплекса. На выявленных месторождениях Сазтюбе и Толкын пластовые температуры на глубинах 3 700-3 800 м достигают 105-109°С. Сероводород в растворенном газе и в газе газовой шапки отсутствует. В Тортайской зоне нефтегазоносность связана с "терригенно-карбонатной плитой" среднего карбона и песчано-алевролитовыми пластами нижнего карбона на крупных "бескорневых" брахиантиклинальных складках. Выявлено два месторождения - Тортай и Равнинное с максимальным числом продуктивных горизонтов на Тортае (6 горизонтов, из них один - в среднем карбоне и 5 - в нижнем карбоне). Пласты коллекторы характеризуются преимущественно низкими емкостно-фильтрационными свойствами и часто замещаются по площади и по разрезу неколлекторами. По масштабу запасов выявленные месторождения относятся к категории мелких и сложных по геологическому строению. Девонский комплекс здесь не опоискован, но с учетом получения небольших притоков нефти из терригенного девона на площади Жанасу он остается перспективным для поисков нефти. В Сарыбулакской (Уртатауской) зоне нефтегазоносность карбонатных отложений не доказана. Соленосная покрышка здесь отсутствует. В целом Сазтюбе-Сарыбулакский район характеризуется отсутствием высокоемких ловушек в пределах Тортайской зоны, что главным образом связано с незначительным присутствием в разрезе пород-коллекторов и их низкими, редко - удовлетворительными, емкостно-фильтрационными свойствами. Жанажол-Торткольский район охватывает одноименную карбонатную платформу, в которой можно выделить три характерных антиклинальных линии, по ориентировке близких к меридиональной. Первая из них, западная, приурочена к зоне визейско-башкирского карбонатного уступа и представляет собой цепочку преимущественно небольших по площади тектоно-седиментационных структур от Тортколя на юге до Урихтау на севере района. Наиболее крупной из них является Урихтау, имеющая по карбонатной толще KT-I размеры ЪхЪ км и амплитуду ЪЪЪ м, с которой связана газоконденсатная залежь с нефтяной оторочкой, с суммарной высотой 519 м (450 - газоконденсатная часть и 69 м - нефтяная). Коэффициент заполнения ловушки в карбонатной толще KT-I составляет 0,95, т. е. является очень высоким. °тора>гшгтюгайалъ пая-линия-"выделяется" в"Ц"егпралънйи части- зхлты и включает в с'ёоя^'жанажол^инельниковскую, Куантайскую, Восточную и Дальнюю структуры. Наиболее контрастно она следится в своей северной части, где выделена самая крупная брахиантиклинальная складка - Жанажольская с размерами 29x8 км и амплитудой до 550 м. Продуктивны здесь обе карбонатные толщи - KT-I и КТ-П, содержащие нефтяные залежи массивно-пластового типа с крупными газовыми шапками. Залежь в KT-I имеет нефтяную часть высотой 100 м и газовую шапку высотой 200 м; в КТ-И нефтяная часть по высоте 200 м и газовая шапка 300 м. Газовые шапки содержат конденсат, достигающий 614 г/м3 в залежи КТ-П и 283 г/м3 в залежи KT-I. Коэффициент заполнения ловушки высокий и составляет около 0,8 по KT-I и 0,92 по КТ-П. Третья антиклинальная линия выделяется с более высокой степенью условности, так как ее прогнозируемая центральная часть не была изучена сейсмическими исследованиями из-за действующего полигона. Северное окончание включает структуры Алибек-Мола, южное Восточный Тортколь. В центральной части к этой линии видимо будет отнесена структура Надеждинская, Александровская и новые структуры, вероятность выявления которых остается очень высокой. Наиболее крупной структурой, рассматриваемой антиклинальной линии, является Алибек-Мола, представляющая собой приразломную брахиантиклинальную складку с амплитудой 650 м и размерами 16x5 км. Продуктивны здесь карбонатные толщи КТ-П и KT-I. Нижняя содержит нефтяную залежь высотой 600 м; 95 ским, Сазтюбе-Сарыбулакским, Жанажол-Торткольским и Предуральским. В Бузачинском районе, приуроченном к Бузачинскому поднятию, палеозойские отложения сильно дислоцированы и разбиты сетью нарушений на разноразмерные, в основном мелкие, блоки. По палеозойским отложениям этот район представляет фронтальную часть крупнейшей Карпинско-Бузачинской складчато-надвиговой системы, что резко снижает их перспективы нефтегазоносности. Выявленных месторождений в палеозойской секции разреза нет. Доказанная нефтегазоносность связана со средневерхнеюрскими (байос, бат, келловей) и нижнемеловыми отложениями. Сазтюбе-Сарыбулакский район охватывает территорию Южно-Эмбинского палеозойского поднятия, в том числе его периклинали и северный склон. В пределах района выделяются три зоны - Сазтюбинская, Тортайская и Сарыбулакская (Уртатауская), две первых из которых контролируют нефтегазоносность палеозоя. Региональная соленосная покрышка здесь резко сокращена и встречается главным образом своей нижней ангидритовой секцией по периферии района.. В Сазтюбинской зоне нефтегазоносны карбонатные отложения нижней перми на ненарушенных антиклинальных складках юго-западной ориентировки с амплитудами в пределах 100-120 м. Карбонатные коллекторы характеризуются удовлетворительными и хорошими смкостно-фильтрационными свойствами. Покрышкой служат глины пермотриасового комплекса. На выявленных месторождениях Сазтюбе и Толкын пластовые температуры на глубинах 3 700-3 800 м достигают 105-109°С. Сероводород в растворенном газе и в газе газовой шапки отсутствует. В Тортайской зоне нефтегазоносность связана с "терригенно-карбонатной плитой" среднего карбона и песчано-алевролитовыми пластами нижнего карбона на крупных "бескорневых" брахиантиклинальных складках. Выявлено два месторождения - Тортай и Равнинное с максимальным числом продуктивных горизонтов на Тортае (6 горизонтов, из них один - в среднем карбоне и 5 - в нижнем карбоне). Пласты коллекторы характеризуются преимущественно низкими емкостно-фильтрационными свойствами и часто замещаются по площади и по разрезу неколлекторами. По масштабу запасов выявленные месторождения относятся к категории мелких и сложных по геологическому строению. Девонский комплекс здесь не опоискован, но с учетом получения небольших притоков нефти из терригенного девона на площади Жанасу он остается перспективным для поисков нефти. В Сарыбулакской (Уртатауской) зоне нефтегазоносность карбонатных отложений не доказана. Соленосная покрышка здесь отсутствует. В целом Сазтюбе-Сарыбулакский район характеризуется отсутствием высокоемких ловушек в пределах Тортайской зоны, что главным образом связано с незначительным присутствием в разрезе пород-коллекторов и их низкими, редко - удовлетворительными, емкостно-фильтрационными свойствами. Жанажол-Торткольский район охватывает одноименную карбонатную платформу, в которой можно выделить три характерных антиклинальных линии, по ориентировке близких к меридиональной. Первая из них, западная, приурочена к зоне визейско-башкирского карбонатного уступа и представляет собой цепочку преимущественно небольших по площади тектоно-седиментационных структур от Тортколя на юге до Урихтау на севере района. Наиболее крупной из них является Урихтау, имеющая по карбонатной толще KT-I размеры 8x5 км и амплитуду 550 м, с которой связана газоконденсатная залежь с нефтяной оторочкой, с суммарной высотой 519 м (450 - газоконденсатная часть и 69 м - нефтяная). Коэффициент заполнения ловушки в карбонатной толще KT-I составляет 0,95, т. е. является очень высоким. Вторая антиклинальная линия выделяется в центральной части зоны и включает в себя Жанажол-Синельниковскую, Куантайскую, Восточную и Дальнюю структуры. Наиболее контрастно она следится в своей северной части, где выделена самая крупная брахиантиклинальная складка - Жанажольская с размерами 29x8 км и амплитудой до 550 м. Продуктивны здесь обе карбонатные толщи - KT-I и КТ-П, содержащие нефтяные залежи массивно-пластового типа с крупными газовыми шапками. Залежь в KT-I имеет нефтяную часть высотой 100 м и газовую шапку высотой 200 м; в КТ-П нефтяная часть по высоте 200 м и газовая шапка 300 м. Газовые шапки содержат конденсат, достигающий 614 г/м3 в залежи КТ-П и 283 г/м3 в залежи KT-I. Коэффициент заполнения ловушки высокий и составляет около 0,8 по KT-I и 0,92 по КТ-П. Третья антиклинальная линия выделяется с более высокой степенью условности, так как ее прогнозируемая центральная часть не была изучена сейсмическими исследованиями из-за действующего полигона. Северное окончание включает структуры Алибек-Мола, южное - Восточный Тортколь. В центральной части к этой линии видимо будет отнесена структура Надеждинская, Александровская и новые структуры, вероятность выявления которых остается очень высокой. Наиболее крупной структурой, рассматриваемой антиклинальной линии, является Алибек-Мола, представляющая собой приразломную брахиантиклинальную складку с амплитудой 650 м и размерами 16x5 км. Продуктивны здесь карбонатные толщи КТ-П и KT-I. Нижняя содержит нефтяную залежь высотой 600 м; 95 верхняя - нефтяную с газовой шапкой высотой ИЗ м, из них 100 м нефтяная часть и 13 м - газоконденсатная. Коэффициент заполнения ловушки составляет по залежи КТ-И 0,93. Важное место при характеристике зональной и локальной нефтегазоносности рассматриваемого района занимают месторождения Локтыбай и Жанатан, расположенные в зоне башкирско-визейского карбонатного уступа. Здесь доказана нефтеносность терригенной толщи нижнего карбона, представленной относительно равномерным чередованием песчаных пластов и пачек толщиной соответственно 5-15 м и 20-40 м с глинисто-аргиллитовыми пачками, достигающими толщин от 20 до 60 м. По различным блокам выделяется от 2 до 7 нефтеносных горизонтов с колебаниями дебитов нефти от 1,6 м3/сут. до 120 м3/сут. Здесь отмечены аномально высокие пластовые давления, достигающие на глубине 4200-4300 м 73,5 МПа и повышенный фон температуры. В структурном плане ловушки представляют несколько экранированных нарушениями полусводов и обусловлены системой надвигов. Последние, вероятно, развиты более широко вдоль всего визейско-башкир-ского карбонатного уступа, где могут быть распространены другие подобные ловушки. Ловушки были заложены в конце среднего - начале позднего карбона, но сформировались они безусловно в послекунгурское время. Тем самым, по времени заложения и характеру развития они сопоставимы с ловушками рассмотренными выше. Следует подчеркнуть, что потенциал нефтеносности нижнекаменноугольной терригенной толщи без сомнения не будет ограничен месторождениями Локтыбай и Жанатан. Получение притоков легкой нефти из песчаников нижнего карбона на других площадях, в том числе на скважине Кожасай ПГС-1 с глубин 5900 м до 5778 м свидетельствует о не реализованных возможностях этой толщи в Жанажол-Тор-ткольском районе. В целом по Жанажол-Торткольскому району можно отметить несколько характерных особенностей нефтегазоносности. В частности, заметное влияние седиментационного фактора в формировании структур проявляется только в зоне визейско-башкирского карбонатного уступа, причем и здесь этот фактор контрастно проявился в основном на Урихтауском участке, а формирование практически всех остальных структур явно обусловлено определяющим влиянием тектонического фактора и, в первую очередь, несколькими этапами сжатия. В пределах рассматриваемого района также развит тип "бескорневых" структур, что не позволяет относить их по времени заложения к раннеплатформенным, а по характеру развития - к унаследованным. Можно выделить два наиболее интенсивных и соответственно наиболее важных этапа сжатия - предпоздневизейский и позднепермский. Первый из них создал необходимые структурные условия для формирования шельфовых карбонатов. Второй явился определяющим в расколе указанных карбонатов на систему субмеридиональных блоков, в которых разломы играли важнейшую структуроформирующую роль. Они в значительной мере обеспечили развитие крупных локальных структур и ловушек во фронтальных частях надвигов, контролируемых зональными каменноугольными и докунгурской глинисто-аргиллитовыми покрышками в сочетании с региональной кунгурской покрышкой. Все это в совокупности определило соответствующую этажность нефтегазоносности и характер насыщения залежей. Жидкая фаза над газообразной здесь преобладает, хотя объемы последней все же весьма значительны. Свободный газ в виде газовых шапок (Жана-жол, Алибек-Мола) или газоконденсатных залежей (Урихтау, Урихтау Юж.), содержит высокие концентрации конденсата до 650 г/м3 сопоставимые по этому параметру с месторождением Карачаганак. К особенностям пространственного распределения нефтегазоносности следует отнести приуроченность основной продуктивности к северной части рассматриваемого района, где сконцентрировано 90% всех выявленных запасов нефти и газа. Здесь же отмечается определенная закономерность в соотношениях жидкой и газообразной фаз по линии структур Урихтау-ЖанажолАлибек-Мола, которая заключается в контрастном уменьшении доли свободного газа с запада на восток при сохранении очень высоких коэффициентов заполнения ловушек по указанному сечению. Подобных примеров практически полного заполнения ловушек на таких расстояниях нет ни в одном осадочном бассейне Казахстана. В ловушках южной и частично центральной частей Жанажол-Торткольского района залежи нефти и газа не установлены. Все это свидетельствует о важнейшей роли субширотного разлома, ограничивающего район с севера, в формировании месторождений. Горно-геологические параметры всего района не содержат аномальных отклонений в ту или иную сторону за исключением узкой полосы в зоне визейско-башкирского карбонатного уступа. Предуральский район связан с зоной Предуральского прогиба, в том числе с его южным замыканием Остансукским прогибом. Для района характерны многочисленные нефтегазопроявления в основном в отложениях верхнего карбона и нижней перми, установленные на группе площадей Актюбинского Приуралья Александровской, Сев. Петропавловской, Жилянской, Подгорненской, Джусинской, Биштамакской и др. Имеются также признаки нефти в керне девонских, нижне- и среднекаменноугольных отложений на Изембет-ской и Джилансаидской площадях. В Остансукском прогибе слабые притоки нефти дебитом до 0,4 м 3/сут были получены на площади Остан96 сук из нижнепермских терригенных отложений. Все нефтегазопроявления установлены на брахиантиклиналь-ных, субмеридионально ориентированных складках. Последние характеризуются узкими сводовыми частями, резко выраженной асимметрией с более пологими восточными и крутыми западными крыльями, сетью надвигов и взбросов на западных крыльях. Амплитуды складок достигают 1,5-2,0 км. К западу эта ярко выраженная надвиговая тектоника постепенно сглаживается. Таким образом, Заволжско-Предуральская ГО характеризуется строго определенными геодинамическими процессами, которые сформировали систему контрастно выраженных антиклинальных и брахиантик-линальных структур преимущественно во фронтальных частях надвигов. Наиболее интенсивные процессы сжатия отмечаются в северной части области, где структуры имеют амплитуды более 1,5 км и ярко выраженную асимметричность крыльев с углами падения в поднадвиговых частях до 60-80°. Практически вся область "заражена" нефтегазопроявлениями, что с одной стороны свидетельствует о существовании крупных очагов нефтегазообразования, а с другой - о интенсивных процессах разрушения залежей в отдельных, наиболее тектонически активных, районах области. В районах умеренной тектонической активности создались наиболее благоприятные геологические условия для формирования и сохранения залежей, при этом наличие как минимум двух различных источников генерации оказало определяющее влияние не только на формирование месторождений, но и на степень заполнения ловушек углеводородами. Надсолевой мегакомплекс Нефтегазоносность надсолевых отложений доказана по значительной части Прикаспийской впадины, при этом районы концентрации месторождений довольно резко различаются по величине нефтегазоносного потенциала. Наиболее важным по запасам нефти является Сагизский район, а наименее - Центральная часть впадины. Можно отметить несколько общих особенностей нефтегазоносности рассматриваемых отложений. Одной из них является широкий вертикальный диапазон продуктивности, охватывающий верхнепермскую, нижне-средневерхнетриасовую, нижне-средне-верхнеюрскую, нижне-верхнемеловую, палеогеновую и неогеновую толщи. В то же время этот диапазон в конкретных районах является более узким и нет ни одного района, где бы продуктивный разрез охватывал всю толщу от верхней перми до неогена включительно. К числу особенностей следует отнести региональную нефтеносность надсолевых отложений с широкой гаммой нефтей по плотности - от 810 кг/м3 до 998 кг/м3. При этом наиболее тяжелые нефти приурочены, главным образом, к меловым отложениям, а наиболее легкие - к триасовым и верхнепермским. На общем "нефтяном" фоне залежи газа и газоконденсата встречаются довольно редко и в основном либо среди нефтяных залежей, либо в качестве газовых шапок. Чисто газовые и газоконденсатные месторождения выявлены в единичных случаях. Общей особенностью нефтегазоносности надсолевых отложений является практически повсеместная приуроченность залежей и месторождений к терригенным разрезам, в которых резервуарами служат песчаные, песчаноалевролитовые и алевролитовые пачки, пласты и прослои преимущественно с высокими и очень высокими емкостно-фильтрационными свойствами. С карбонатными комплексами верхней перми, представленными трещинно-поровыми доломитами казанского возраста среди соляных толщ этого же возраста, связаны всего три месторождения, расположенных в северной части впадины. По типу ловушек подавляющее большинство месторождений приурочено к различным частям солянокупольных структур и соляных перешейков. Месторождения, связанные с терригенными разрезами, как правило, многопластовые и максимально содержат до 22 залежей. Для структур характерна сильная нарушен-ность и ярко выраженное блоковое строение (двух и трехкрылые структуры с центральным двух-трехлучевым грабеном). Всего два месторождения открыты в межкупольных зонах (Забурунье и Сайгачье). Структуры над глубоко погруженными соляными куполами (Прорвинский тип) представляют собой умеренно и слабо нарушенные антиклинальные или брахиантиклинальные складки. Одной из характерных особенностей нефтегазоносности отдельных крыльев солянокупольных структур, особенно если залежи экранируются крутой стенкой (склоном) соляного купола, является небольшая ширина залежей, не превышающая 1,5 км и обычно находящаяся в пределах 0,5-1,0 км. В силу специфики строения надсолевой толщи все залежи контролируются локальными покрышками. К числу характерных особенностей нефтегазоносности можно отнести преимущественную малосернистость нефтей (за исключением Прорвинской зоны) и отсутствие сероводорода в свободном и растворенном газе. К особенностям нефтегазоносности надсолевого разреза следует отнести завуалированную пространственную приуроченность месторождений к положительным структурным элементам, которые по названиям 97 выходят за рамки общепринятой терминологии и применительно к Прикаспийской впадине именуются "относительно приподнятыми зонами". Необходимость их выделения обусловлена ячеистой структурой надсолевых отложений, связанной с влиянием солянокупольной тектоники в ее многообразных формах. "Относительно приподнятые зоны" - это не традиционные положительные структурные элементы II порядка типа сводов, поднятий, валов, антиклинальных зон, систем дислокаций и т. д., а некий условный структурный элемент, границы и гипсометрия которого определены на базе осредненных отметок опорных сейсмических горизонтов по межкупольным мульдам. Несмотря на значительную условность выделения подобных элементов, в том числе и "относительно опущенных зон", применяемая методика позволяет в первом приближении наметить вероятные варианты зонального структурного контроля нефтегазоносности надсолевого разреза. Одной из важнейших особенностей нефтегазоносности является преимущественное формирование надсолевых месторождений за счет генерационного потенциала докунгурского палеозоя. Гипотезы о высокой вероятности подобной схемы существовали уже на ранних этапах освоения Эмбинского нефтегазоносного района так же, впрочем, как и гипотезы о формировании месторождений за счет собственного (мезозойского) генерационного потенциала. По мере открытия новых месторождений и накопления дополнительных данных о строении осадочного чехла, а в последние годы - современных геохимических исследований, первая гипотеза становилась все более доказательной и наиболее приемлемо объясняла схему формирования группы надсолевых месторождений. К числу наиболее ярких примеров, иллюстрирующих формирование надсолевых месторождений за счет вертикальной миграции углеводородов из палеозойской толщи, можно отнести месторождение Кенкияк с надсолевыми месторождениями Кенкияк, Кокжиде, Кумсай; Тенгиз, с ареалом надсолевых месторождений Кокарна, Караарна, Карасор и др.; Юго-Зап. Тажигали с ареалом надсолевых месторождений Каратон-Кошкинбет, Тажигали, Зап. и Восточный Тереньузюк, Пустынная; Восточный Акжар-Курсай-Каратюбе с надсолевыми месторождения Каратюбе, Акжар, Каратюбе Юж. Есть также, хоть и незначительные, залежи углеводородов в низах кунгура и в надсолевом комплексе над супергигантскими месторождениями Карачаганак и Астраханское. Таким образом, очевидно, что наличие месторождений в надсолевом комплексе в зонах развития подсолевых месторождений проявляется наиболее ярко в пределах структурно наиболее выраженных локализованных палеозойских карбонатных массивов и осложняющих их ловушек, хотя этот вывод и не является универсальным для всей территории Прикаспийской впадины. Как известно, нет месторождений в надсолевом комплексе по всему ЖанажолТорткольскому району, содержащему крупные месторождения в карбонатных каменноугольных отложениях. Общий анализ пространственного размещения месторождений в надсолевом комплексе свидетельствует о том, что основное их количество расположено все же там, где продуктивность палеозойских отложений не доказана, но по единичным прямым и в основном косвенным (геофизическим) данным разрезы палеозоя в этих районах представлены терригенными породами и только в самой нижней секции чехла, предположительно охватывающей девонский комплекс, они могут быть сложены терригенно-кар-бонатными породами. Изложенное в первую очередь относится к отдельным участкам Астраханско-Ак-тюбинской системы поднятий и сопряженными с ней Центральными, Южными и Юго-восточными частями Прикаспийской впадины, где палеозойские отложения залегают в интервале глубин 4,6-8,0 км и где нет высокоамплитудных ловушек, сопоставимых по высоте с тектоноседиментационными ловушками локализованных карбонатных массивов. По ограниченным данным бурения на площадях Караулкельды, Биикжал, Эмбинская, Акатколь, Карсак, Манаш, Междуреченская, Кобяковская, Восточно-Казанская, вскрытая часть подсолевого разреза представлена преимущественно аргиллитовыми толщами с отдельными прослоями грубообломочных пород и песчаников (Восточно-Казанская, Кобяковская). Толщина фактически сплошного аргиллитового разреза достигает 400-450 м. Остальная часть, по крайней мере там, где это удалось установить по результатам бурения, представлена чередованием аргиллитов, песчаников и карбонатных прослоев. В целом рассматриваемую толщу практически по всей площади Астра-ханско-Актюбинской системы трудно отнести к благоприятной для нефтегазонакопления, однако генерационные возможности ее остаются в достаточной мере не изученными. Гипотетически они могут быть весьма значительными, если учесть толщину и площадь распространения этих отложений, а также их вероятное продолжение в центральную погруженную часть Прикаспийской впадины. Геологические факторы свидетельствуют в пользу высокой вероятности формирования месторождений в надсолевой толще преимущественно за счет генерационного потенциала отложений докунгурского палеозоя. В то же время очаговый характер нефтегазообразования в палеозойской толще обеспечил очаговый характер нефтегазонакопления в надсолевой толще. Как и большинство исследователей, мы считаем, что на зональное и локальное нефтегазонакопление в надсолевом разрезе решающее влияние оказала система дизъюнктивных нарушений. Отмечаются свои локальные особенности и на месторождениях Бузачинского поднятия. Эти месторож98 дения на суше приурочены к сводовой и северной частям поднятия, причем в своде они явно контролируются субширотной - Каражанбас-Жаманорпинской системой разломов. В южной части Бузачинского поднятия на суше и в Южно-Бузачинском прогибе бурение не дало положительных результатов. Важнейшей особенностью месторождений является то, что крупные залежи нефти контролируются здесь не региональной келловей-оксфордской покрышкой, а зонально развитой-преимущественно глинистой толщей аптского яруса и локально развитыми пластами глин в юре и в неокоме. Все месторождения приурочены к антиклинальным и брахиантиклинальным складкам широтного и субширотного простирания, в различной степени осложненными разрывными нарушениями. Месторождения, как правило, многопластовые с максимальным количеством залежей 12 и максимальным этажом нефтегазоносное™ 360 м. Стратиграфический диапазон продуктивного разреза охватывает отложения средней юры (байос-бат) и нижнего мела (неоком). На месторождении Каламкас продуктивен также аптский и келловейский ярусы. Залежи группируются в два этажа - юрский и нижнемеловой, в каждом из которых верхняя залежь является по размерам наиболее значительной и характеризуется наиболее высокими значениями коэффициентов заполнения ловушки (отношением высоты залежи к амплитуде ловушки). Эти коэффициенты достигают максимальных значений в залежах "А" и Ю-1 месторождения Каламкас - 0,67 и 0,88 соответственно, в залежи Ю-I месторождения Сев. Бузачи - 0,85. Вниз по разрезу коэффициенты заполнения ловушек уменьшаются до значений 0,12 (Ю-VI Каламкас); 0,19-0,15 (Ю-П, Д - Каражанбас); 0,21-0,23 (В, Г - Сев. Бузачи). По характеру насыщения месторождения относятся к нефтяным и газонефтяным, причем газоносность разреза возрастает в направлении с юга на север - северо-запад. На Каламкасе в апт-неокоме появляются газовые залежи, а в верхних горизонтах юры - значительные по размерам газовые шапки. Чисто газовые залежи установлены в средней юре на месторождениях Каратурун Южный, Каратурун Морской и Арман, хотя в целом в соотношении "газ-нефть" нефтяные залежи преобладают. Наблюдается увеличение вертикального диапазона нефтегазоносности от свода в северном направлении; в этом же направлении увеличивается стратиграфическая полнота разрезов юры, общее количество залежей, появление чисто газовых залежей как в юре, так и в меловых отложениях. В тяжелых и вязких нефтях Бузачинского поднятия есть промышленные концентрации ванадия и никеля. Плотность и вязкость нефти заметно снижаются в северном и северо-западном направлениях. Краткое рассмотрение особенностей нефтегазоносности осадочного чехла Прикаспийской впадины свидетельствует о достаточно четких закономерностях зонального распределения нефтегазоносности и основных контролирующих её факторах. Структурный и структурно-литологический контроль нефтегазоносности наиболее четко прослеживается в отложениях докунгурского палеозоя и менее четко - в мезокайнозое. Исключением является только район Бузачинского поднятия, северная часть которого отнесена по палеозою к Прикаспийской впадине. Распределение нефтегазоносности свидетельствует также о множественных источниках генерации углеводородов, охватывающих различные секции подсолевого разреза в различных зонах. В связи с этим генерационная система носит ярко выраженный "очаговый" характер с дифференцированным нефтегазовым потенциалом по указанным очагам. Основным генерационным комплексом видимо следует считать эйфельско-раннефранский, хотя на формирование нефтегазоносности в отдельных районах безусловно оказывали влияние нижне-каменноугольные и раннепермские отложения. Представляется целесообразным и достаточно обоснованным выделение как минимум двух циклов нефтегазообразования - докунгурского и послекунгурского. Вероятнее всего, что каждый из циклов будет подразделяться на ряд подциклов, о чем свидетельствует ряд факторов разрушения первичных залежей и формирования в ловушках новых залежей, в том числе со сменой фазового состояния углеводородов. Геодинамические процессы оказали определяющее влияние на формирование ловушек и распределение нефтегазоносности. Особенно контрастно эти процессы проявились в Заволжско-Предуральской ГО и пограничных с ней участках Астраханско-Актюбинской ГО. Сформировавшаяся здесь система протяженных антиклинальных линий, состоящих из преимущественно крупных и высокоамплитудных "бескорневых" структур в совокупности с очаговыми генерационными системами обеспечили благоприятные предпосылки для формирования месторождений. "Бескорневые" ловушки не относятся к категории раннеплатформенного времени заложения и последующего унаследованного развития, но в то же время часть из них, обладающая высокоемкими резервуарами в палеозое, содержит крупные месторождения углеводородов. Особенности геодинамики должны обязательно учитываться при решении практических задач поисков новых месторождений и особенно - в Заволжско-Предуральской ГО. 99 Нефтегазогеологическое районирование Особенности геологического строения и нефтегазоносности осадочного чехла позволяют отнести Прикаспийскую впадину - крупнейший геоструктурный элемент, в ранг нефтегазоносной провинции с набором соответствующих нефтегазоносных областей, районов, зон, а также многообразными типами месторождений. На основании рассмотренных особенностей в пределах Прикаспийской НГП по подсолевому мега-комплексу выделяются четыре нефтегазоносных области: Северо-Западная прибортовая (СЗП НГО), ЦентральноПрикаспийская (ЦП НГО), Астраханско-Актюбинская (АА НГО), Заволжско-Предуральская (ЗП НГО). Базой для такого выделения является поэтажное структурно-тектоническое районирование и лито-логические факторы в совокупности с распределением нефтегазоносности и прогнозируемыми очагами неф-тегазогенерации. С учетом дифференциации геологических характеристик внутри указанных областей выделяются соответствующие нефтегазоносные районы и зоны. В целом по Прикаспийской НГП выделено в надсолевом мегакомплексе 7 районов и 18 зон, при этом на районы подразделены только Астраханско-Актюбинская и ЗаволжскоПредуральская НГО, как области с наиболее контрастной внутренней дифференциацией геологических объектов. Не исключено, что Центрально-Прикаспийская НГО также будет подразделена на ряд районов, однако состояние изученности не позволяет сделать это в настоящее время. Таким образом, нефтегазоносный район и зона, как правило, несут в себе элементы строго сопредельного поэтажного структурно-тектонического районирования, что подчеркивает особенности эволюции и существенно повышает обоснованность нефтегазогеологического районирования. В число 7 нефтегазоносных районов входят Приморско-Астраханский, Маткен-Коздысайский и Темир-ский Астраханско-Актюбинской НГО, а также Бузачинский, Сазтюбе-Сарыбулакский (Уртатауский), Жана-жолТорткольский и Предуральский, которые являются составляющими элементами Заволжско-Предураль-ской НГО. Каждый из районов характеризуется своим набором геологических показателей, в том числе структурой, разрезом, типом ловушек и нефтегазоносностью. В северо-западной прибортовой НГО нефтегазоносные районы не выделены из-за небольших масштабов структурных элементов, с которыми связана основная нефтегазоносность. Ранг нефтегазоносных зон здесь более правомерен для целей нефтегазогеологического районирования. Нефтегазоносность докунгурского палеозоя определяют Приморско-Астраханский и Жанажол-Торткольский НГР, а также Карачаганакская НГЗ, которые содержат основную долю разведанных запасов. Два первых района вместе с акваторией Каспия содержат также основную долю прогнозных ресурсов углеводородов. Последняя связана с карбонатными платформами ПриморскоАстраханского НГР, а также с карбонатными и терригенными комплексами каменноугольного возраста ЖанажолТорткольского НГР. Что касается надсолевого мегакомплекса, то выделение по нему нефтегазоносных областей и районов представляется затруднительным в связи с невозможностью построения достаточно достоверной структурной основы по различным поверхностям внутри мезокайнозойской части осадочного чехла. В связи с условностью таких построений, с нашей точки зрения, целесообразно ограничиться выделением соответствующих зон, максимально возможно учитывающих особенности нефтегазоносности надсо-левых структур. Выделяется 7 таких зон, которые в региональном плане показывают наиболее характерные различия в нефтегазоносности рассматриваемого мегакомплекса. В число этих зон входят Азгирская, Жамбай-Забурунская, Мартышинская, Каратон-Прибрежная, Боранколь-Провинская, Сагизская, Акжар-Шубар-кудукская. Большинство из перечисленных нефтегазоносных зон полностью, реже - частично, расположены в границах АстраханскоАктюбинской НГО. За пределы этой НГО - в Центрально-Прикаспийскую НГО, входит только Сагизская и АкжарШубаркудукская НГЗ, а также Боранколь-Прорвинская НГЗ, восточная часть которой входит в состав ЗаволжскоПредуральской НГО. К этой же нефтегазоносной области относится Бузачинская зона нефтегазонакопления, расположенная вне площади развития соля-нокупольной тектоники. По величине разведанных запасов нефти и газа наиболее важное значение имеют Бузачинская и Сагизская НГЗ. Достаточно значимые запасы разведаны в Мартышинской, Боранколь-Прорвинской, Каратон-При-брежной и Акжар-Шубаркудукской НГЗ. По величине прогнозных ресурсов ведущее место занимают Сагизская, Каратон-Прибрежная (море) и АкжарШубаркудукская НГЗ. Наиболее крупные открытия, как это было обосновано ранее, прогнозируются в акватории Каспийского моря. 100 СЕВЕРО-КАВКАЗСКО-МАНГЫШЛАКСКАЯ НЕФТЕГАЗОНОСНАЯ ПРОВИНЦИЯ Указанная НГП протягивается с запада на восток от Крымского полуострова до южного Устюрта включительно, а с юга на север - от северного склона Большого Кавказа до Нижней Волги и прогибов, окаймляющих Каратаускую складчатую зону. Провинция фактически состоит из двух крупных частей: Северо-Кавказской и Мангышлакской. В пределах Казахстана СКМ НГП охватывает территорию Северного и Южного Мангышлака с северным и западным склонами Карабогазского свода. Северной её окраиной является Карпинско-Бузачинская складчатонадвиговая зона и система прогибов, окаймляющая Каратауско-Центрально-Устюртскую складчато-надвиговую зону. На востоке и юге она ограничена государственной границей Казахстана с Узбекистаном и Туркменией, а на западе - срединной линией Каспия, которая принята в качестве линии раздела сфер влияния государств на море. Обоснование геологических границ Северо-Кавказско-Мангышлакской НГП принято по сущестовавшим ранее схемам, разработанным ещё во времена СССР Московской, Ленинградской и Казахстанской школами геологов-нефтяников. Большая нефть Казахстана началась именно с Мангышлака. В конце 50-х - начале 60-х годов здесь были открыты крупнейшие месторождения Жетыбай и Узень, а в последующие годы - ещё ряд значительных по запасам нефти и газа месторождений. Эти открытия резко изменили сырьевую базу нефтегазодобывающей промышленности Республики. Достаточно отметить, что за короткий период запасы нефти промышленных категорий возросли в Казахстане почти в 20 раз в сравнении с концом 50-х годов. Вместе с тем, период наиболее крупных открытий завершился в середине 60-х годов. Выход поисково-разведочными работами за пределы Жетыбай-Узеньской зоны нефтегазонакопления позволил в ряде случаев выявить интересные в геологическом отношении новые месторождения, однако по масштабам запасов они практически все относились к категории мелких и в единичных случаях - к средним. Фактически ощутимое восполнение добываемых запасов нефти осуществлялось, в основном, за счет доразведки месторождения Узень в процессе уплотнения сетки эксплуатационных скважин. К настоящему времени территория Мангышлака изучена геолого-геофизическими работами достаточно детально и нет оснований ожидать здесь новых заметных открытий. В то же время высокая степень изученности на суше позволяет повысить достоверность прогнозов нефтегазоносности в акватории Каспия, куда продолжается ряд нефтегазоносных районов и зон со своими геологическими особенностями. К этим особенностям относятся дифференциация разрезов осадочного чехла, структурно-тектонические характеристики и многотипность ловушек, качество резервуаров, площадное и вертикальное распределение нефтегазоносности и т.д. Ниже излагаются краткие соображения по этим вопросам, принятые в качестве базовых показателей при составлении Карты прогноза нефтегазоносности Казахстана. Литолого-стратиграфическая характеристика осадочного чехла Рассматриваемая часть Северо-Кавказско-Мангышлакской НГП относится к мезокайнозойским осадочным бассейнам. Несмотря на то, что существуют мнения о перспективности на нефть и газ незначительной по мощности позднепалеозойской (раннекаменноугольно-позднепермской?) части разреза, можно всё же утверждать, что осадочный чехол ограничен нижнетриасовыми или пермотриасовыми отложениями, включающими в себя преимущественно красноцветную толщу индского яруса нижнего триаса и, вероятно, часть верхней перми (рис. 60). В пределах Северного Мангышлака, особенно в пределах части Бузачинского поднятия среди дислоцированных пород палеозоя могут быть отдельные блоки с меньшей степенью дислоцированности, которые с определенной долей оптимизма можно рассматривать в качестве возможно перспективных. Весь разрез осадочного чехла можно разделить на три комплекса: доюрский, юрский и мел-палеогеновый. Доюрский комплекс стратиграфически охватывает доказанные триасовые отложения и, маломощные фаунистически не подтвержденные и выделяемые условно - каменноугольно-позднепермские (?) отложения. Комплекс представлен всеми тремя отделами - нижним, средним и верхним, из которых наибольшее площадное распространение имеет нижний триас. Отложения этого возраста выделены в объеме индского и оленекского ярусов, из которых первый представлен переслаиванием в основном красноцветных аргиллитов, алевролитов и песчаников с редкими прослоями мергелей и глинистых известняков в верхних частях разреза. Мощности яруса подвержены резким колебаниям и изменяются от 10 м до 356 м на подавляющей части территории, однако в отдельных случаях они достигают 1765 м (Узень, скв. 115). Оленекский ярус залегает на отложениях индского яруса с размывом и представлен карбонатами, аргиллитами. алевролитами и песчаниками серого цвета. Карбонатными породами здесь являются доломиты и глинистые доломитизированные известняки. Мощность карбонатной пачки, залегающей, как правило, в низах разреза, достаточно постоянная и составляет 200-250 м. Верхняя, преимущественно терригенная, пачка имеет ограниченную площадь распространения и максимальную мощность до 500 м. 101 Среднетриасовые отложения в объеме анизийского яруса в большинстве районов Южного Мангышлака подразделяются на три пачки: нижнюю, среднюю и верхнюю. Нижняя сложена обломочными оолитовыми известняками серого и буровато-серого цвета. Средняя представлена неравномерным переслаиванием хемогенных и органогенных известняков с туфогенными породами. Верхняя пачка, преимущественно глинистая, сложена черными иногда битуминизированными аргиллитами с редкими прослоями туфоалевролитов или туфоаргиллитов. Другой тип разреза среднего триаса развит в пределах Аксу-Кендырлинской ступени, где он представлен терригенной буровато-серой, красновато-бурой, зеленовато-бурой толщей переслаивания песчаников, аргиллитов и алевролитов в низах разреза и серых алевролитов с песчаниками и прослоями известняков и мергелей в верхней части разреза. Мощность среднетриасовых отложений составляет 200-350 м. Верхнетриасовые отложения развиты менее широко и представлены ритмичным чередованием аргиллитов, алевролитов и песчаников с редкими прослоями гравелитов и туфогенных разностей. Породы обогащены растительной органикой в виде обуглившегося детрита, линзочек угля и углефицированной древесины. Мощность отложений изменяется от 30 до 911 м (Баканд). В доюрском комплексе породы-коллекторы связаны с песчаниками, известняками и доломитами. Толщи-покрышки представлены глинистыми породами и хемогенными известняками. Доюрские отложения характеризуются в целом низкими емкостно-фильтрационными свойствами, на фоне которых отмечаются локальные участки удовлетворительных и даже хороших значений этих параметров. Такие участки связаны, как правило, либо с зонами трещиноватости в районе разрывных нарушений, либо с локальной кавернозностью. Нефтегазоносны отложения нижнего и среднего триаса. Юрский комплекс является основным нефтегазоносным комплексом и представлен всеми тремя отделами. Весь разрез от нижней юры до келловейского яруса верхней юры представлен переслаиванием пачек и пластов песчаников и алевролитов с глинами. В верхней части келловейского яруса распространены преимущественно серые глины. Они перекрываются мертельно-глинистой толщей оксфордского яруса с редкими тонкими прослоями известняков и известковистых песчаников, образующих с глинистыми породами келловея надежную региональную покрышку над юрским продуктивным комплексом. Залегающие выше кимеридж-титонские отложения представлены карбонатными породами, которые усиливают на локальных участках изолирующую роль региональной покрышки. 102 Песчаные и алевролитовые пласты-коллекторы характеризуются, главным образом, хорошими емкостнофильтрационными свойствами. Нефтегазоносны отложения нижней, средней и верхней (келловейский ярус) юры. Мел-палеогеновый комплекс представлен преимущественно песчаными и глинистыми породами. Прослои мергелей, доломитов и известняков встречаются в готеривском и барремском ярусах. Более значительные толщи меломергельных пород и известняков отмечены в турон-маастрихтской, датской и палеоцен-эоценовой секциях разреза. Нефтегазоносность нижнемеловых отложений носит явно вторичный характер и связана с юрским комплексом в зонах ослабленных изоляционных свойств региональной верхнеюрской покрышки. Емкостно-фильтрационные свойства песчаных и алевролитовых пород в основном хорошие. В пределах суши все три комплекса детально изучены бурением и геофизическими методами. Осадочный чехол характеризуется развитием двух региональных флюидоупоров, а также благоприятным сочетанием резервуаров с зональными и локальными покрышками. Нижней региональной покрышкой является вулканогенно-аргиллитовая среднетриасовая, отделяющая вулканогенно-карбонатный нефтегазоносный комплекс среднего триаса от вулканогенно-терригенного верхнего триаса. Верхним флюидоупором, как уже отмечалось выше, является келловей-оксфордская покрышка. Нефтегазоносность нижнемеловых отложений в мел-палеогеновом комплексе контролируется зональными и локальными покрышками. В связи с определенными различиями разрезов чехла и нефтегазоносных комплексов целесообразно выделить несколько схематизированных типов разрезов. При этом большее внимание уделяется прибрежным типам разрезов, так как суша изучена детально и все основные перспективы новых открытий связываются с акваторией Каспийского моря. Указанные разрезы группируются по геологическим областям и крупным районам. В качестве таких областей выделяются Терско-Каспийская, Западно-Мангышлакско-Прикумская, Мангышлакская, Южно-Бузачинс-кая, а также Прикарабогазье. Первая из них находится за пределами Казахстана, вторая частично также относится к Российской Федерации. В Мангышлакской ГО, содержащей основные запасы нефти и газа, представляется оправданным выделение Тюб-Караганского сводового и склонового типов разрезов, основанных на данных бурения Тюбеджикских, Жангуршинских и Южно-Тюбкараганских скважин, а также Жетыбайского и Узеньского типов по одноименным месторождениям и прилегающим площадям. В Западно-Мангышлакско-Прикумской НГО - Дунгинского типа разреза по материалам скважин ДунгаЕспелисай; Песчаномысско-Ракушечного типа разреза по скважинам Оймаша, Сев. Ракушечная, Сев. Карагие. В Прикарабогазье выделен Северо-Карабогазский тип разреза по результатам бурения на площадях Тамды и Юж. Аламурын. Мангышлакская НГО Тюб-Караганский тип разреза развит в одноименной зоне и представлен двумя подтипами - сводовым и склоновым, характеризующими сводовую и крыльевую части Тюб-Караган-Каратауской мегантиклинали (рис.61). В сводовом подтипе разрез сокращен, отсутствуют отложения нижней и верхней юры. Роль локальных флюидоупоров выполняют пласты глин в неокоме, апте и альбе, среди которых в песчаниках содержатся нефтяные залежи на месторождениях Тюбеджик и Жангурши. Склоновый подтип характеризуется полным разрезом юры, в том числе нижним, средним и верхним отделами; наличием региональных и зональных флюидоупоров, высокоемкими резервуарами. Эти два подтипа будут развиты и в акваториальной части Тюб-Караган-Каратауской мегантиклинали. Жетыбайский тип разреза развит в пределах центральной части Жетыбай-Узеньской ступени на одноименном месторождении и группе окружающих его более мелких месторождений. Стратиграфически он включает в себя дотриасовые (каменноугольно-раннепермские?), триасовые, юрские, меловые, палеоген-неогеновые отложения, из которых продуктивны породы аален-келловейского, нижнеюрского и нижнетриасового возраста (рис. 61). В разрезе выделяется 15 продуктивных горизонтов общим этажом до 1600 м, приуроченных к пластам и пачкам песчаных и алевролитовых пород с хорошими, реже - удовлетворительными емкостно-фильтрационными свойствами в юрской толще, а также к терригенным и карбонатным породам нижнего триаса с порово-каверно-вотрещинным типом коллекторов. Последние имеют удовлетворительные емкостно-фильтрационные свойства. Жетыбайский тип разреза свидетельствует о важном значении локальных и зональных флюидоупоров, контролирующих более двух десятков самостоятельных нефтяных и газонефтяных залежей с различными водонефтяными контактами, сгруппированных в отмеченные выше 15 продуктивных горизонтов. Аномальных отклонений горно-геологических параметров здесь не установлено. Узеньский тип разреза развит в пределах восток-северо-восточной части Жетыбай-Узеньской ступени. Стратиграфически он охватывает отложения триасового, юрского, мелового и палеоген-неогенового возраста (рис. 61). 103 Продуктивны отложения юрского возраста, в которых выделено 13 нефтяных, газонефтяных и газовых горизонтов (XIII-XXV), а также нижне-верхнемеловые отложения, содержащие 12 газовых горизонтов. Суммарный продуктивный этаж достигает 1600 м. Пласты-коллекторы характеризуются высокими, редко - удовлетворительными, емкостно-фильтрационны-ми свойствами. Региональная верхнеюрская (келловей-оксфордская) покрышка здесь сокращена до 60 м, однако она удерживает массивно-пластовую залежь XIII-XVII горизонтов высотой до 360 м. Ниже по разрезу основную роль флюидоупоров выполняют локальные покрышки, представленные пластами глин. Аномальных отклонений горногеологических параметров не установлено. Западно-Мангышлакско-ПрикумскаяНГО Дунганский тип разреза, развитый в пределах западной периклинали Беке-Башкудукской зоны, характеризуется стратиграфической полнотой и увеличенными толщинами юрских, меловых и палеогеновых отложений (рис. 62). В нем присутствуют в более полном объеме региональные, зональные и локальные глинистые и карбонатно-глинистые флюидоупоры. Прямые признаки нефтегазоносности при бурении скважин отмечались в нижней и средней юре. Нефтегазоносны отложения келловейского и аптского ярусов. Коллекторские свойства пород относятся к категории средних и низких. Песчаномысско-Ракушечный тип разреза развит в пределах одноименного поднятия и с незначительными изменениями - на Карагиинской седловине (рис. 62). Этот тип разреза охватывает кору выветривания фундамента, нижне-среднетриасовые и увеличенные по толщине нижнеюрские и среднеюрские отложения. В нем присутствует весь набор региональных и зональных флюидоупоров. Коллекторские свойства пород юрского возраста относятся к категории хороших и удовлетворительных, триасового возраста - к категории удовлетворительных и низких. Нефтегазоносны нижние секции разреза - нижний и средний триас, нижняя юра. Средняя юра залежей на суше не содержит за исключением небольшой газовой залежи на Северо-Ракушечной структуре. На Оймашинской площади доказана промышленная нефтеносность выветрелых трещинных гранитов фундамента, относимых к среднекаменноугольному возрасту. Прикарабогазский район Северо-Карабогазский тип разреза развит в пределах северного и северо-западного склонов Карабогазского свода (рис. 62). К характерным его особенностям следует отнести выпадение из разреза триасовых и нижнеюрских подразделений чехла, сокращенные по толщине среднюю и верхнюю юру, опесчанивание альбских отложений и увеличенные толщины палеоген-неогеновых отложений. К важным особенностям нефтегазоносности относится отсутствие признаков нефти в разрезе и наличие газовых залежей преимущественно метанового состава в верхней юре и нижнем мелу. Резюмируя всё вышеизложенное можно сделать несколько обобщающих выводов: - в разрезах осадочного чехла восточной (Мангышлакской) части Северо-Кавказско-Мангышлакской НГП широко развиты песчано-алевролитовые породы-коллекторы юрского и мелового возраста с высокими и удовлетворительными емкостно-фильтрационными свойствами, которые переслаиваются с пластами и пачками глин, выполняющих роль флюидоупоров разного ранга; - преимущественно низкими и удовлетворительными емкостно-фильтрационными свойствами характеризуются триасовые карбонатные и песчано-алевролитовые породы-коллекторы, а также юрские отложения в погруженных участках Южно-Мангышлакского прогиба; - в разрезе осадочного чехла выделяется две региональных покрышки в среднем триасе и верхней юре, а также серия зональных и локальных покрышек в апт-неокомской, бат-байосской, нижнеюрской и триасовой его частях, которые создают благоприятные условия для формирования месторождений и сохранения залежей; - детальная изученность разрезов осадочного чехла на суше позволяет с высокой степенью достоверности прогнозировать параметры разрезов в акватории Каспийского моря. Сейсмостратиграфическая характеристика Территория Мангышлакской провинции разделена на три сейсмогеологические области: Средне-Каспийскую, Южно-Мангышлакскую и Мангышлакско-Бузачинскую. Рис. 63,64 демонстрируют сейсмостратиграфи-ческие колонки и типовые волновые поля Южно-Мангышлакской и Мангышлак-Бузачинской СГО. Весь осадочный разрез подразделяется на два структурно-тектонических комплекса: догшитный доюрский и плитный - юрско-неогеновый. Доплитный комплекс Южно-Мангышлакской СГО содержит четыре сейсмокомплекса: фаменско-каменноугольный, ограниченный горизонтами "Ф" и "б"; верхнепермско-нижнетриасовый, ограниченный в волновом поле границами Ф(УГ) и V3, среднетриасовый (V,-V2) и верхнетриасовый (V2-Vj). 105 Фаменско-каменноугольный СК развит только в северо-западных районах провинции. Он сильно дислоцирован и представлен терригенно-карбонатными и вулканогенно-осадочными толщами морских и континентальных пород. Подошвой этого этажа является поверхность фундамента (горизонт Ф), кровлей - горизонт "б". В волновом поле указанные опорные горизонты нередко проявляются как единственные регулярные отражения (на общем фоне нерегулярной и слабой записи). Отражающие границы характеризуются заметной шероховатостью, чем объясняется их отсутствие на довольно больших участках временных разрезов. Стратиграфическое положение горизонта "б" определяется с большой долей условности. Глубже этого горизонта вскрываются палеозойские отложения, наиболее молодые из которых имеют ассельско-сакмарский возраст. Выше него в различных скважинах залегают отложения юры, триаса или верхней перми. Горизонт "б" из северо-западных районов провинции удается протрассировать в Прикаспийскую впадину, где он увязывается с горизонтом П , залегающим в кровле артинской терригенной толщи, перекрываемой кунгурскими соленосными отложениями. Эти данные позволяют стратифицировать горизонт "б" как границу крупного предкунгурского (возможно предартинского) несогласия. Вследствие практического отсутствия данных бурения и нерегулярности волновой картины квазиплатформенный СГЭ не расчленен. Типичный пример волнового поля в интервале между горизонтами Ф и "б" демонстрирует рис. 63. Верхнепермско-триасовый СК в волновом поле характеризуется отражениями с относительно протяженными осями синфазности. Подошва комплекса (кровля фундамента или горизонт Ф) опознается по повышенной энергии отражений и заметному увеличению шероховатости границы, кровля (горизонт V3) - по большей когерентности отражений, чем у отражений, характеризующих внутренний облик сейсмокомплекса. Следующий СК соответствует южно-жетыбайской серии раннего - среднего триаса, представленной известняками. К кровле этого сейсмокомплекса приурочен отражающий горизонт V,. Комплекс является маркирующим при расчленении триасовых отложений (по появлению динамически выраженной пачки отражений, часто разбитой нарушениями). Верхнетриасовый СК соответствует темирбабинской серии, представленной континентальными песчаноглинистыми отложениями. Для сейсмокомплекса характерна в целом значительно меньшая, чем для среднего триаса, интенсивность отражений, большой диапазон изменения динамического уровня записи и невысокая когерентность осей синфазности. Доюрские образования Мангышлакской системы дислокаций (Мангышлак-Бузачинская СГО) отличаются от вышеописанных, в основном характеристиками нижнего СК, заключенного между интенсивными низкочастотными отражающими горизонтами Ф и V (рис. 64). Он представлен мощной толщей континентальных красно-цветных образований верхней перми - нижнего оленека. Волновые характеристики этого интервала временного разреза типичны для сильно дислоцированных толщ - это практически полное отсутствие регулярных, протягивающихся на большие расстояния осей синфазности, переменная незакономерная смена интенсивности записи отдельных волновых пакетов, преимущественное распространение наклонных или субгоризонтальных криволинейных отражений, ориентация которых выдерживается только на коротких расстояниях. В целом, сейсмостратиграфическое расчленение доплитных образований Южно-Мангышлакской и Мангышлак-Бузачинской сейсмогеологических областей представляет значительные трудности вследствие относительно больших глубин залегания, слабой разработанности схемы сейсмостратиграфического расчленения, малых мощностей отдельных СК и отсутствия на большей части территории ярко выраженных в волновых полях опорных отражающих границ. Однако в тех сейсмогеологических зонах, где в разрезе присутствуют карбонат-но-терригенная и карбонатная тюрурпинская и жетыбайская серии, доплитный разрез расшифровывается с большой степенью надежности, благодаря хорошим сейсмостратиграфическим признакам этих сейсмокомплексов. В составе плитного СТК в Северо-Кавказско-Мангышлакской СГП выделяется 10 сейсмокомплексов, имеющих, однако, не повсеместное распространение. Особенности строения того или иного интервала разреза иллюстрируются на рис. 63, 64. Юрские отложения, ограниченные III и VI опорными отражающими горизонтами, подразделяются на четыре СК: рэт-лейасовый (между горизонтами VI-V), тоар-ааленский (V-IV), среднеюрский (TV-HIa) и верхнеюрский (Ша-Ш). Рэт-лейасовый СК прослежен только в прибрежной зоне Каспийского моря, где он слагает базальную часть платформенного разреза. Представлен он песчано-глинистыми континентальными и прибрежно-морскими отложениями. Тоар-ааленский сейсмокомплекс распространен повсеместно. При этом в Среднекаспийской СГО он отвечает глинистым морским отложениям и характеризуется низкочастотными отраженными волнами (рис. 63). В ЮжноМангышлакской и Мангышлак-Бузачинской СГО рассматриваемый комплекс сложен континентальными отложениями. Волновое поле характеризуется слабоинтенсивными, относительно короткими осями синфазности. Среднеюрский СК в составе байос-батских морских (Среднекаспийской СГО), прибрежно-морских (ЮжноМангышлакской СГО) и континентальных (Мангышлак-Бузачинской СГО) терригенных отложений характеризуется значительно большей регулярностью и динамической выразительностью отраженных волн по сравнению с нижними ярусами юрской системы. Кровлей верхнеюрского комплекса является III опорный отражающий горизонт, являющийся репером во всем исследуемом регионе. Для всего СК характерна высокая интенсивность и хорошая коррелируемость отражений. 109 Сейсмокомплексы меловой системы (неоком-аптский, альб-сеноманский и турон-сенонский) ограничивают отражающие горизонты III (в подошве) и I (в кровле). Неоком-аптский СК заключен между III и IF отражающими горизонтами и представлен морскими шельфовыми и прибрежно-морскими отложениями. Комплекс имеет характер покрова с весьма выдержанными отражающими границами, но на временных разрезах по интенсивности уступающими III отражающему горизонту. Следующий альб-сеноманский сейсмокомплекс ограничен отражающими горизонтами: в кровле - II, в подошве - IP. Он имеет четко выраженное клиноформное строение, характерное для толщ бокового наращивания при терригенном осадконакоплении в условиях шельфа. Длина отдельных клиноформ составляет 110-120 км с углами наклона поверхностей -1-2°. В сторону шельфа склоновая формация переходит в типично покровную с выдержанными параллельными отражающими горизонтами. Турон-сенонский СК представлен шельфовыми известняками. Его кровле соответствует I отражающий горизонт. Благодаря хорошим отражающим свойствам турон-сенонский сейсмокомплекс выделяется на временных разрезах как высокоинтенсивный пакет отражений с типичным обликом плоскопараллельного покрова. На турон-сенонском СК залегает доэоценовый сейсмокомплекс, представленный преимущественно карбонатно-терригенными шельфовыми формациями мощностью в несколько десятков метров. Кровлей сейсмокомплекса является горизонт, выделяемый на временных разрезах как 1а (или Г). Олигоцен-нижнемиоценовый СК представлен морскими терригенными отложениями. Кровля сейсмокомплекса (горизонт А) приурочена к эрозионной предпоздненеогеновой поверхности (рис. 63) или соответствует пачке карбонатных пород, благодаря чему она легко распознается на временных разрезах. Мощность отложений достигает нескольких сот метров. Сейсмокомплекс на одних участках имеет клиноформный характер, на других -типичный плоскопараллельный покров терригенного шельфа. Изложенная сейсмостратйграфическая характеристика разреза позволяет выяснить не только структурные, но и литологические особенности осадочного чехла рассматриваемой провинции. _ Краткая структурно-тектоническая характеристика Территория Северо-Кавказско-Мангышлакской провинции детально изучена геофизическими и буровыми работами. К настоящему времени геофизическими исследованиями и единичными глубокими скважинами изучена также акваториальная часть Каспия, что в целом позволяет составить достаточно надежные представления о структурно-тектонических особенностях региона по различным стратиграфическим уровням осадочного чехла и поверхности фундамента. Структурно-тектоническое районирование фундамента Прямые данные о глубинах залегания и вещественном составе фундамента имеются только в южных районах провинции, где в пределах Песчаномысско-Ракушечного поднятия и Карабогазского свода скважинами вскрыты граниты и метаморфизованные сланцы каменноугольного возраста. В связи с этим структурная карта поверхности фундамента основана на комплексной интерпретации геолого-геофизических данных. В соответствии со структурой поверхности фундамента здесь выделяются такие региональные структурные элементы как Южно-Мангышлакско-Устюртская система прогибов и поднятий; Карабогазско-Среднекаспий-ская система поднятий; Северо-Кавказско-Мангышлакская система прогибов; складчато-надвиговая система вала Карпинского, охватывающая практически всё Бузачинское поднятие (рис. 65). Перечисленные крупнейшие геологические объекты уверенно фиксируются в структуре поверхности фундамента, разделяясь глобальной субширотной системой разломов (рис. 65). Значительную роль в формировании структуры поверхности фундамента играют субмеридиональные нарушения, по которым фиксируются горизонтальные сдвиговые деформации, создающие в Каспийском море и на суше сложную систему блоков. Таким образом, блоковая структура фундамента является важной его геологической особенностью. Другой особенностью строения поверхности фундамента является наличие протяженной линейной системы отрицательных структур - Жазгурлинской и Ассаке-Ауданской, объединенной на суше в Южно-МангышлакскоУстюртскую систему прогибов (рис. 65). Эта система четко разделяет северную и южную бортовые зоны, вклк> чающие в себя соответственно такие крупные положительные структурные элементы как Центрально-Мангышлакская система поднятий на севере, а также Песчаномысско-Ракушечное поднятие и Карабогазский свод на югюго-западе. Максимальные глубины поверхности фундамента достигают здесь значений до 9 км. К характерным особенностям структуры поверхности фундамента следует отнести линейность структурных элементов от Южно-Бузачинского прогиба до Жазгурлинской и Ассаке-Ауданской впадин включительно и смену на изометричную форму таких элементов, как Песчаномысско-Ракушечное поднятие и Карабогазский свод. Четко выраженная линейность Мангышлакского типа срезается в акватории Каспия Аграхано-Жамбайской системой разломов, выделяемой по комплексу геофизических данных. Смена характера геофизических полей по ПО обе стороны отмеченного разлома служила для многих исследователей основанием для предположения о крупных сдвиговых процессах, которые находят подтверждение и в структуре поверхности фундамента. В целом можно выделить три участка - Аграхано-Жамбайский, Тонашинский и Токубайский, где сдвиговые деформации проявились наиболее контрастно. В пределах региональных структурных элементов выделяется серия зональных положительных и отрицательных структур, которые достоверно установлены на суше и продолжаются в акваторию Каспия. К их числу следует отнести сложно дислоцированную зону Бузачинского поднятия; протяженную Южно-Бузачин-скую систему прогибов; дислоцированную Центрально-Мангышлакскую систему поднятий; Песчаномыс-скоРакушечное поднятие (рис. 65). Важным элементом региональной структуры поверхности фундамента является Северо-Кавказско-Мангышлакская система прогибов и такие её составляющие как Западно-Ман-гышлакская ступень и Казахская впадина. В целом поверхность гетерогенного фундамента достаточно дифференцирована для выделения структурных элементов на региональном уровне. Структурно-тектоническое районирование триасовых отложений Региональная структура триасовых отложений может быть рассмотрена на базе структурных карт по отражающим горизонтам "б" и V для всей территории и внутритриасовым горизонтам по отдельным районам (рис. 66). Породы триаса в сравнении с перекрывающими их юрскими отложениями характеризуются более высокой дислоцированностью, которая особенно резко проявляется в пределах Бузачинского поднятия, Тюб-КараганКаратауской и Беке-Башкудукской мегантиклиналей, Жетыбай-Узеньской ступени. На огромных пространствах вала Карпинского и Карабогазско-Среднекаспийской системы поднятий отложения триаса полностью отсутствуют. На остальной части территории фиксируются практически все составные элементы Южно-МангышлакскоУстюртской системы прогибов и поднятий, среди которых в первую очередь следует отметить морские продолжения Бузачинского и Песчаномысско-Ракушечного поднятий, а также развитые только в акватории Каспия ЗападноМангышлакское поднятие и Западно-Мангыш-лакско-Прикумскую ступень. Для региональной структуры характерна преимущественная линейность тектонических элементов при их северо-западной ориентировке, блоковое строение и удовлетворительная пространственная сопоставимость со структурой подстилающих комплексов. Особенно четкое блоковое строение видно в отдельных районах провинции, изученных детальными сейсмическими работами по группе внутритриасовых отражающих горизонтов (V,, V2, V,). В частности, это характерно для Жетыбай-Узеньской ступени, Карагиинской седловины и Песчаномысско-Ракушечного поднятия. В первой из них развиты субширотно ориентированные блоки, ограниченные разломами, создающими контрастную полосовую систему, в остальных - элементы линейности не прослеживаются. Линейная система распространена от Главной Мангышлакской флексуры на север практически до Токубайского разлома. Она неоднократно изучалась в обнажениях в районе Западного и Восточного Каратау, где Каратауский комплекс образует сложное сочетание кулисообразно расположенных линейных складок с относительно пологими северными и крутыми южными крыльями и широко развитыми здесь продольными разрывами типа крутопадающих надвигов с амплитудами до нескольких тысяч метров. Крупный надвиг описан также на восточном окончании Каратау. Вся эта система на востоке ограничена Тонашинским разломом, отделяющим Восточно-Мангышлакские дислокации (Тонашинский и Карамаинско-Узбельский валы с группой прогибов) от Центрально-Мангышлак-ской системы поднятий. Сопоставление всех этих фактов однозначно свидетельствует об определяющей роли надвигово-сдви-говых процессов на формирование не только региональной структуры, но и её зональных элементов. Сеть оперяющих разломов субширотной ориентировки, ответвленной от фронтальной части динамически наиболее активной Тумгача-Карамаинской зоны, при сдвиговых процессах создала необходимые предпосылки для последующего формирования структуры осадочного чехла, в том числе на локальном уровне. Важнейшая роль надвиговосдвиговых деформаций при формировании кулисообразно расположенных разноразмерных структур - Каратауской, Беке-Башкудукской и Жетыбай-Узеньской отмечалась практически всеми исследователями Мангышлака. Сводовая часть Беке-Башкудукской мегантиклинали смещена на 50 км к востоку от свода Каратауской мегантиклинали и почти на такое же расстояние к западу от сводовой части Жетыбай-Узеньской ступени. Полосовая система блоков осложнена локальными ловушками с развитой сетью многочисленных нарушений. Ловушки антиклинального типа, в основном высокоамплитудные, с амплитудами от 100-300 до 1000 м приурочены к зоне Главной Мангышлакской флексуры. Севернее от нее широко распространены ловушки тектонически экранированного типа. 112 Структурно-тектоническое районирование юрских отложений Региональная структура юрских отложений определяется достоверно на основе структурных карт по V и III отражающим горизонтам, стратиграфически приуроченным к подошве и кровле юрского комплекса. Комплекс залегает на подстилающих породах плащеобразно, слабо дислоцирован и участки полного его отсутствия крайне ограничены. Как в пределах суши, так и в акватории Каспия по указанным базовым структурным поверхностям выделяются структурные элементы разного ранга - региональные, зональные и локальные (рис. 66). Среди первых следует отметить Южно-Мангышлакско-Устюртскую систему прогибов и поднятий, Карабогазский свод и СевероКавказско-Мангышлакскую систему прогибов. Среди зональных элементов выделяются линейно ориентированные Южно-Бузачинский и Северо-Каратауский прогибы, Тюб-Караган-Каратауская и Беке-Башкудукская мегантиклинали, Жетыбай-Узеньская и Кокумбайская ступени, Жазгурлинская и Ассаке-Ауданская впадины, а также не линейные Бузачинское и Песчаномысско-Ракушечное поднятия, Карагиинская седловина и склоны Карабогазского свода. Морфологические особенности зональных элементов, отмеченные для подстилающих отложений, в целом сохраняются при резком снижении степени нарушенности юрского комплекса. Локальные структуры не нарушают морфологических особенностей зональных элементов. В пределах линейных зон развиты линейно ориентированные брахиантиклинали, которые группируются в строго определенные антиклинальные линии. Примером такого группирования является система антиклинальных линий на Жетыбай-Узеньской ступени, где самая крупная Узеньская брахиантиклинальная складка имеет размеры 41x11 км при амплитуде более 300 м. В пределах изометричных поднятий типа Песчаномысско-Ракушечного, Карагиинской седловины и склонов Карабогазского свода тип локальных структур меняется. Здесь развиты изометричные антиклинальные складки с незначительными нарушениями. С учетом морфологии локальных структур на суше можно прогнозировать их и в акватории Каспия, где при наличии нарушений, ограничивающих изометричные элементы зонального уровня, вдоль нарушений могут формироваться линейные локальные структуры. Характерной особенностью юрского комплекса является развитие наиболее высокоамплитудных структур в восточных районах Беке-Башкудукской мегантиклинали и Жетыбай-Узеньской ступени. В западном направлении размеры структур и их амплитуды заметно уменьшаются, что косвенно может свидетельствовать об ослаблении влияния надвигово-сдвиговых деформаций на зональном и локальном уровнях. Рассматривая особенности региональной структуры юрского комплекса необходимо отметить, что акваториальная часть характеризуется повышенной дифференциацией и более благоприятным набором структурных элементов в сравнении с прилегающими районами суши, по крайней мере в Казахстанском секторе. К сказанному относятся не только большее число положительных структурных элементов и их увеличенная площадь в акватории Каспия, но и пространственные соотношения с крупнейшими отрицательными структурами, что особенно важно при обосновании степени перспективности земель на нефть и газ. Структурно-тектоническое районирование мел-палеогеновых отложений Особенности региональной структуры нижнемеловых отложений базируются на структурных картах по III и II отражающим горизонтам, стратиграфически относимым к подошве и кровле комплекса. Существующие еще с середины 60-х годов схемы структурно-тектонического районирования принципиально не изменились до сих пор, однако в связи с обоснованием районирования Каспийского моря внесены определенные коррективы в районирование суши. Эти коррективы касаются в первую очередь выделения в Каспии гигантской Предкавказско-Мангышлакской системы прогибов, ответвлением которой является Казахская впадина. Кроме этого, не выделяется в качестве самостоятельного элемента Сегендыкская впадина, входящая в состав крупнейшей Западно-Мангышлакско-Прикумской ступени. Остальные элементы на суше остались практически в тех же границах, в которых они выделялись ранее различными группами исследователей. Структура рассматриваемой толщи повторяет структуру подстилающих пород юрского возраста, при этом она ещё более выположена (рис. 67). Зоны отсутствия отложений мелового возраста ограничены небольшими по площади участками и приурочены к сводовым частям Каратауской и Беке-Башкудукской мегантиклиналей. Всё вышеизложенное позволяет сделать следующие выводы: - характерной особенностью структуры осадочного чехла на суше, прогнозируемой также и на акваторию Каспия, является повышенная нарушенность его нижних секций, охватывающих триасовый комплекс, в котором блоковое строение является преобладающим. Особенно сложное строение этой части разреза отмечается в пределах выделяемых поднятий, мегантиклиналей и ступеней; - четкая дифференциация морфологических характеристик структурных элементов разного ранга на линейную и изометричную имеет строго определенную пространственную приуроченность, что находит удовлетворительное объяснение в связи с параметрами доюрского разреза в этих зонах; 114 - видимо неправомерно говорить об унаследованном развитии локальных структур на протяжении всего мезокайнозойского этапа в северных районах провинции, так как на большей части Жетыбай-Узеньской ступени юрско-меловые структуры являются "бескорневыми" и за исключением отдельных участков Главной Мангышлакской флексуры не находят отражения в подстилающих триасовых отложениях. В некоторых случаях отмечается даже обратное падение пород по триасу и юре; - начиная с юрского времени локальные структуры в северных районах провинции, в том числе в ЖетыбайУзеньской зоне, развивались в целом прерывисто-унаследованно и не подвергались заметному переформированию. Иной характер развития отмечается для локальных структур Песчаномысско-Ракушечного поднятия, где ловушки были частично расформированы и возродились вновь только в палеогене-неогене; - имеются достаточные основания для подтверждения определяющей роли надвигово-сдвиговых процессов в формировании линейных структурных элементов разного ранга на суше и прекращения их развития в акватории Каспия. Эти надвигово-сдвиговые деформации к концу триасового времени заложили в северных районах провинции полосовую систему блоков, которая в последующем оказала решающее влияние на характер дислокаций юрско-палеогеновой части чехла; - активная надвигово-сдвиговая геодинамика на границе с восточными районами Каратауской, Беке-Башкудукской и Жетыбай-Узеньской зон, по-видимому, явилась главным фактором развития здесь наиболее высокоамплитудных и крупных по размерам бескорневых структур, а ослабление влияния геодинамических процессов в западном направлении явилось фактором заметного уменьшения указанных параметров в западных частях отмеченных зон; - структурная дифференциация провинции в совокупности с дифференциацией разрезов чехла являются достаточным основанием для выделения Мангышлакской, Западно-Мангышлакско-Прикумской, Южно-Бузачин-ской и Терско-Каспийской геологических областей с характерными геологическими особенностями; - структурная позиция зональных элементов в акватории Казахстанского сектора Каспия представляется более благоприятной в сравнении с прилегающими районами суши. Это относится не только к Бузачинскому и Песчаномысско-Ракушечному поднятиям, основная часть площади которых расположена в море, но и к такому структурному элементу, как Западно-Мангышлакско-Прикумская ступень выделяемому только под водами Каспия; - пакет использованных структурных карт позволяет с высокой степенью достоверности проследить особенности региональной и зональной структуры рассматриваемого региона по всему разрезу чехла, что создает надежную основу для последующего нефтегазогеологического районирования. Характеристика месторождений и закономерности распределения нефтегазоносное™ В Казахстанской части провинции выявлено 41 месторождение нефти и газа. Подавляющее большинство из них приурочено к Мангышлакской геологической области. Нет выявленных месторождений в Казахстанской части только в Терско-Каспийской и Южно-Бузачинской геологических областях. Ниже приводится краткая характеристика наиболее типичных месторождений. Мангышлакская НГО Месторождение Тюбеджик Открыто в 1981 г. Приурочено к слабо нарушенной брахантиклинальной складке, в нижнемеловых отложениях которой выявлены 2 нефтяных залежи пластового сводового типа с элементами тектонического и литологи-ческого экранирования (рис. 68). Коллекторы представлены песчаниками и глинистыми алевролитами с пористостью до 27% и эффективными толщинами до 6 м. Начальные дебиты нефти 2,4-7.2 м3/сут переливом. Нефть плотностью 911 кг/м3, малосернистая, слабопарафинистая, смолистая (13,7%). Месторождение Жетыбай Открыто в 1961 г. Приурочено к слабо нарушенной брахантиклинальной складке северо-западной ориентировки. Доказана нефтегазоносность верхней и средней юры, в которых установлено 13 продуктивных горизонтов, представленных переслаиванием песчаников, алевролитов и глин (рис. 69). Суммарная высота продуктивного этажа равна 700 м. Залежи преимущественно пластовые, сводовые, в единичных случаях массивно-пластовые, а также литологически экранированные. По характеру насыщения одна залежь газоконденсатная, остальные газонефтяные и нефтяные. 116 ... ,1, ш Tf « Т Г -ЭТИ Я ¥ ? В ¥Т ? Я ? I Пористость коллекторов 16-22%, проницаемость 0,06-0,239 Дарси. Начальные пластовые давления 17,5-25,0 МПа, температура 78-103°С. Плотность нефти 830-870 кг/м3, содержание серы 0,1-0,28%, парафина 17,2-25%. Содержание стабильного конденсата в газоконденсатной залежи I горизонта составляет 76 г/м3. Месторождение Узень Открыто в 1961 г. Приурочено к слабо нарушенной крупной брахиантиклинальной складке северо-западного простирания, осложненной серией локальных куполовидных поднятий. Доказана газоносность нижнего и верхнего мела; нефтеносность и нефтегазоносность верхней и средней юры. В меловом комплексе выделено 12 газоносных горизонтов; в юре -13 нефтеносных и нефтегазоносных (рис. 70). Суммарная высота продуктивного этажа равна 1500 м. Залежи по типу относятся преимущественно к пластовым, сводовым, однако в юрской толще встречаются отдельные тектонически экранированные и литологические залежи. Продуктивные горизонты представлены песчаными и песчано-алевролитовыми пластами с пористостью 26,830,6%, проницаемостью 0,2-0,4 Дарси. Эффективная толщина песчаных пластов и пачек в юрской толще колеблется в пределах 3-167 м. Дебиты нефти изменялись от 1 до 81 м3/сут., газа 8-230 тыс. м3/сут. Начальное пластовое давление 11,2-19,4 МПа, температура 5784°С. Плотность нефти 844-874 кг/м3, содержание серы 0,16-0,2%, парафина 16-22,6%. Месторождение Тенге Открыто в 1964 г. Приурочено к брахантиклинальной складке северо-западного простирания. Доказана продуктивность верхне-среднеюрских отложений, в которых выделено 11 газоконденсатных и нефтегазоконденсатных горизонтов, связанных с песчаными и песчано-алевролитовыми пластами (рис. 71). Эффективные толщины коллекторов 3,5-26,5 м, пористость 14-20%, проницаемость 0,036-0,085 Дарси. Начальное пластовое давление 19,9-23,5 МПа, температура 92-105°С. Плотность нефти в нефтяных оторочках 854 кг/м3, содержание серы 0,06-0,2%, парафина 22,7-25,5%. Метана в газе 86-91%, стабильного конденсата 40-46,2 г/м3. Дебиты газа 42-340 тыс. м3/сут. на 5 мм шайбе. Месторождение Тасбулат Открыто в 1965 г. Приурочено к слабо нарушенной брахиантиклинальной складке субширотного простирания. Доказана продуктивность оленекского яруса нижнего триаса, средней и верхней юры (рис. 72). Продуктивные отложения триаса представлены карбонатно-терригенными породами, в которых выявлены три залежи: "А" нефтяная, высотой - 5 м; "Б" - нефтегазоконденсатная с высотой газовой части 207 м и нефтяной 47 м; "В" газоконденсатная с высотой 46 м. В юрской толще, представленной переслаиванием песчано-алевролитовых пород с глинами, установлены залежи в горизонтах КМ, Ю- II, Ю-Ш, Ю-IV, Ю-V, Ю-VI, Ю-IX, Ю-Х, Ю-XI. К литологически экранированным отнесены залежи горизонтов Ю-IX и Ю-Х, остальные - к типу пластовых, сводовых. Пористость юрских коллекторов 14-19%, проницаемость 0,018-0,042 Дарси. Эффективные толщины 4-44 м. Дебиты нефти 8-90 м3/сут., конденсата 28,8-38,4 м3/сут. Начальное пластовое давление 19-23,2 МПа, температура 83-103°С. Нефть плотностью 834-865 кг/м3, парафина до 36,7%. Метана в газе 84%, тяжелых углеводородов 12,5-15%. Стабильного конденсата 64,5-78,1 г/м3 в юрских залежах и 111 г/м3 - в триасе. Западно-Мангышлакско-ПрикумскаяНГО Месторождение Дунга Открыто в 1968 г. и приурочено к периклинальной части Беке-Башкудукской мегантиклинали, осложненной субмеридиональными нарушениями (рис. 73). Установлена продуктивность келловейского яруса верхней юры и отложений апта, представленных песчаниками с пористостью 16-21% и проницаемостью 0,01 Дарси. Залежи по характеру насыщения нефтяные и газовые в келловее, нефтяная в аптских отложениях. По типу ловушек залежи пластовые, сводовые, тектонически экранированные. Эффективная толщина продуктивных юрских пластов 4,2-6,5 м. 118 v •г ;. К i P! . Начальное пластовое давление 23,8 МПа, температура 80-82°С. Нефть плотностью 811-845 кг/м3, содержание серы 0,08-0,11%, парафина 11,7-14,5%, смол 5,5-10,7%. Аптская залежь характеризуется дебитами 2-15 м3/ сут., давлением 16,5-18,6 МПа, температурой 70-85°С. Нефть плотностью 821-830 кг/м3, содержание серы 0,11%, парафина 9-13,9%, смол 3,4-7,3%. Месторождение Алатюбе Открыто в 1987 г. Приурочено к структуре, представленной полусводом, ограниченным нарушением (рис. 74). Установлена продуктивность доломитизированных известняков среднего триаса, в которых выявлена нефтяная залежь высотой 60 м. Коллектор поровый с пористостью 17% и проницаемостью 0,74 Дарси. Начальное пластовое давление 52,5 МПа. Дебиты нефти до 180 м3/сут. на 10 мм штуцере. Плотность нефти 844 3 кг/м , парафина 9,3%. Месторождение Оймаша Открыто в 1980 г. Приурочено к субширотно ориентированной брахиантиклинальной складке, в пределах которой доказана нефтеносность верхней части выветрелых гранитов каменноугольного возраста, терригеннокарбонатной толщи среднего триаса и песчаников нижней юры (рис. 75). В выветрелых гранитах залежь литологически ограниченного типа; в триасе - залежь пластовая, сводовая, связанная с карбонатным коллектором трещинного типа; в нижней юре залежь пластовая, сводовая, связана с пластом песчаников. Дебиты нефти в гранитах до 248 м3/сут. на 9 мм штуцере при начальном пластовом давлении 47,6 МПа, температуре 163°С и газовом факторе 120 м3/т. Нефть плотностью 834 кг/м3, малосернистая, парафина 13,3%. Дебиты нефти из триасовой залежи до 120 м3/сут. на 10 мм штуцере. Плотность нефти 837 кг/м 3, парафина 11,7%. Начальное пластовое давление 44,1 МПа, температура 144°С. Месторождение Ракушечное Открыто в 1973 г. Установлена газоконденсатность оленекского яруса нижнего триаса и байосского яруса средней юры (рис. 76). В триасе залежи связаны с кавернозными доломитами и трещиноватыми известняками со значениями пористости 14% и проницаемости 0,007 Дарси. Газонасыщенные толщины 4,4-20,2 м; газ тяжелый - метана 68,1-71,5%, тяжелых углеводородов 24-30%, конденсат до 800 г/м3. Начальное пластовое давление 40-43,2 МПа, температура 156-163°С. Дебиты газа 17-92 тыс. м3/сут., конденсата 60-205 м3/сут. Конденсат плотностью 798 кг/м3 с содержанием парафина до 22,8%. Юрская залежь пластового, сводового типа, с начальным пластовым давлением 29,7 МПа, температурой 127°С, дебитами газа до 147 тыс. м3/сут. и содержанием стабильного конденсата 39,9 г/м3. Месторождение Северное Карагие Открыто в 1984 г. Приурочено к асимметричной антиклинальной складке субмеридионального простирания. Доказана продуктивность терригенных отложений анизийского яруса среднего триаса, в котором выявлена нефтяная залежь (рис. 77). Пористость коллектора 12%, проницаемость 0,011 Дарси. Эффективная толщина коллектора 2,9 м. Дебит нефти 40,5 м3/сут. на 5 мм штуцере. Начальное пластовое давление 42,5 МПа, температура 137°С. Плотность нефти 831 кг/м3, содержание серы 0,2%, парафина 17.3%. Прикарабогазский район Месторождение Аламурын Южный Открыто в 1974 г. Газоносны песчано-алевролитовые пласты келловейского яруса верхней юры (рис. 78). Залежь пластовая, сводовая. Пористость коллекторов 21%, газонасыщенные толщины 3,7 м. Начальное пластовое давление 20,6 МПа, температура 90°С. Дебиты газа 147 тыс. м 3/сут. на 9 мм штуцере. Месторождение Тамды Открыто в 1974 г. Установлена газоносность неокомских отложений, в которых выявлены две небольших газовых залежи пластового, сводового типа (рис. 79). Начальное пластовое давление 19,8 МПа, дебита газа 128-172 тыс. м3/сут. 121 Геохимическая характеристика нефтей, генетическая типизация и районирование Выделенная Северо-Кавказско-Мангышлакская провинция включает на казахстанской территории ЗападноМангъшшакско-Прикумскую, Мангышлакскую, перспективную Южно-Бузачинскуюи отдельный Прикарабогазский газоносный район. Нефтеносность мезозойских отложений доказана в первых двух областях, к которым приурочены несколько крупных (Узень, Жетыбай и др.) и около сорока мелких и средних по размерам месторождений. Общая характеристика нефтей Возрастной диапазон нефтегазоносности рассматриваемого региона весьма широк - от палеозоя до верхнего мела. В соответствии с широкой стратиграфической приуроченностью скоплений, свойства нефтей изменяются в широких пределах. Плотность исследованных нефтей колеблется от 0.773 г/см3 на месторождении Ракушечное до 0.941 г/ см3 на месторождении Жангурши. Достаточно отчетливо прослеживается тенденция снижения плотности нефтей с ростом глубины их залегания (рис. 80). Проявление этой общей закономерности является отражением геотермических условий нахождения скоплений и, отчасти, процессов гипергенного изменения нефтей в приповерхностных условиях. Нефти Южного Мангышлака практически не подвергались воздействию гипергенных процессов, залежи преимущественно имели хорошие покрышки, которые препятствовали их расформированию или разрушению. Исключением являются нефти месторождений Тюбеджикской и БекеБашкудукской НГЗ (Тюбеджик, Жангурши, Карасязь -Таспас). Эти месторождения содержат тяжелые нефти и значительные скопления битуминозных пород, они испытали активное воздействие процессов биодеградации и окисления и, как следствие, имеют более высокие плотности по сравнению с другими месторождениями Мангышлака. Кроме того, частичный размыв и сокращение мощности верхнеюрской покрышки привели к частичной дегазации нефтей Узеньского месторождения и формированию залежей в нижнемеловом комплексе. Однако на химическом составе нефтей это практически не отразилось. Нефти мезозойского комплекса Мангышлака отличаются очень низким содержанием серы (преимущественно менее 0.1%), что характерно для продуктов генерации терригенными нефтематеринскими комплексами. Какой-либо зависимости между содержанием серы и плотностью нефти не отмечается (рис. 81), можно лишь отметить некоторую тенденцию к увеличению количества серы до 0.2-0.3 % с возрастанием плотности до 0.90-0.93 г/см3. Это обусловлено остаточным накоплением серы, в том числе и сернистых соединений, при вторичных изменениях и биодеградации нефти. Групповой состав нефтей рассматриваемых месторождений (рис. 82) характеризуется резким 125 преобладанием насыщенных углеводородов, где их количество составляет более 75%, доля ароматических соединений, как правило, не превышает 20 %. Содержание асфальто-смолистых компонентов изменяется в широких пределах - от 45 до 20-25 % (рис. 82). Наиболее низкими концентрациями смол и асфальтенов обладают нефти, которые распространены в отложениях триасового возраста и имеют высокую степень катагенетической преобразованности. В наибольшей степени обогащены смолами и асфальтенами нефти юрской продуктивной толщи Жетыбай-Узеньской ступени. Эти нефти, как будет показано позднее, имеют более низкий уровень зрелости и связаны происхождением с материнскими комплексами, обогащенными остатками высшей растительности. Генетическая принадлежность нефтей Вопросы генетической принадлежности нефтей Южного Мангышлака до настоящего времени рассматривались на основе анализа физико-химических параметров нефтей, состава нефтей и битумоидов по данным инфракрасной спектрофотометрии, газовой хроматографии и т.д. Полученные ранее данные были недостаточны для проведения обоснованного разделения нефтей на генетические типы. Значительно более полную информацию дают исследования состава биомаркеров с использованием современной аналитической техники. Для типизации нефтей привлекались данные по составу н-алканов, изопреноидных углеводородов, терпанов, стеранов, полициклических ароматических углеводородов и т.д. На основании этих данных были выделены типы нефтей, которые были генерированы различными производящими (материнскими) комплексами пород. Это позволяет получить дополнительную информацию об условиях формирования месторождений, высказать предположения о характере и природе исходного органического вещества и возможном составе нефтематеринских отложений. Комплексный анализ имеющихся материалов дает основание оценить возможное распространение, суммарные объемы и возможный генерационный потенциал материнских комплексов. В пределах Центрального и Южного Мангышлака на основании исследований нефтей 23 месторождений было выделено шесть подтипов, имеющих различные признаки, существование которых вероятно предопределено различающимся составом керогена, фациальными особенностями, принадлежностью к разновозрастным комплексам и условиям реализации генерационного потенциала нефтегазоматеринских отложений. Месторождения расположены в различных структурно-тектонических условиях, включая Центрально-Мангышлакскую зону поднятий - Тюбеджикская и Беке-Башкудукская НГЗ (Тюбеджик, Жангурши), а так же Жеты-байУзеньскую НГЗ, Кзьгладыр-Карагиинскую НГЗ, Жазгурлинский НГР, Песчаномысско-Ракушечный НГР, Прикарабогазский НГР. В целом, для нефтей характерны повышенные концентрации насыщенных углеводородов, в том числе налканов и, в первую очередь, их высокомолекулярных гомологов, невысокое количество нафтено-аромати-ческих соединений. Линия распределения н-алканов на хроматограммах имеет выпуклый характер в области средне- и высокомолекулярных соединений с незначительным преобладанием алканов с нечетным числом атомов углерода. 126 О преимущественно терригенном составе материнских пород свидетельствует более высокое содержание гопана СЗО по сравнению с норгопаном С29, что обусловливает значение отношения С29Н/С30Н меньше единицы (рис. 83). В нефтях отмечается повышенное количество реаранжированного норгопана C29*Ts, что может отражать, наряду с высокой термической преобразованностью (рис. 84), формирование материнских пород в слабоокислительных условиях. Соотношение изопреноидных углеводородов и н-алканов, величина отношения четные/нечетные, невысокое значение отношения пристан/фитан, равное 1.7-1.9, свидетельствуют, что это не типичные "континентальные" нефти, хотя особенности состава не позволяют связывать образование нефтей и с нефтематеринскими комплексами морского происхождения (рис. 85). Вероятно, нефти могли быть генерированы субаквальными отложениями, в составе которых значительную роль играли пресноводные водоросли наряду с остатками высших растений, которые составляли существенную долю в составе исходного керогена. Общие характеристики и особенности состава нефтей различных месторождений весьма близки, что не позволяло ранее их дифференцировать только на основании изучения состава реликтовых н-алканов и углеводородов изопреноидного строения. Тем не менее, по этим показателям были выделены два типа нефтей, образование и распространение которых связывалось с юрским и триасовым генерационными комплексами (Шлыгин, 1981; Шлыгин и др., 1981). Различия в составе нефтей, установленные на основании детального анализа широкого спектра биомаркеров, позволяют выделить подтипы, существование которых может быть сопоставлено с фациальными особенностями накопления нефтематеринских комплексов в пределах отдельных зон генерации и разным уровнем термической зрелости нефтей. В целом, в пределах Южно-Мангышлакской впадины и прилегающих регионов выделено шесть разновидностей или подтипов, которые обозначены условно как Ml, M2, ..., Мб. В пределах Жетыбай-Узеньской ступени преимущественным распространением пользуются нефти подтипов Ml, M2 и в меньшей степени МЗ. Разновидности Ml и М2 представляют собой нефти, генерированные материнскими породами, накапливавшимися в сугубо бескислородных условиях, вероятно существовавших вследствие стратификации водной толщи бассейна. Вероятно, в водоем периодически проникали морские воды с повышенной соленостью, что проявляется в повышенных концентрациях метилдибензотиофенов, более высоком содержании ароматических УВ, смол и асфальтенов, пониженном отношении пристан/фитан, относительно невысоком количестве реаранжированных стеранов, большей обогащенности гаммацераном, метилгопанами и бензогопанами. Вероятно, накопление материнских пород происходило в условиях, близких к паралическим. Степень термической зрелости нефтей меньше в верхних горизонтах продуктивной толщи месторождений северной части Жетыбай-Узеньской ступени (Узень, Асар, Жетыбай, подтип М2). Это дает основание предполагать, что здесь были аккумулированы нефти наиболее ранних этапов генерации. 127 триасовых и нижнеюрских отложений убедительно доказывают их единую генетическую природу. Следует отметить, что близкие по составу биомаркеров нефти распространены в триасовых отложениях и на других месторождениях, что говорит о связи всех этих нефтей с одним источником УВ, сформировавшим эти залежи. Исследования биомаркеров нефтей и битумоидов мезозойских пород Западно-Мангышлакско-Прикумской и Мангышлакской нефтегазоносных областей пока не позволили выявить прямые корреляционные связи нефтей и вероятных материнских пород, однако следует отметить близкий характер распределения терпанов и стеранов в нефтях групп МЗ и М4 и битумоидах, выделенных из глинистых пород раннеюрского и позднетриасового возраста, вскрытых на площади Алатюбе. Отложения этого возраста, представленные темноцветными алевролито-глинистыми породами (Алатюбе, 1, инт. 3170-3427 м), обладают повышенными концентрациями РОВ (Сорг. 1.26-2.77%), хорошим генерационным потенциалом и высоким уровнем термической зрелости (отражательная способность витринита 1-1.3%). В настоящее время они достигли уровня позднего мезокатагенеза (зона генерации конденсатов и жирных углеводородных газов). В составе биомаркеров битумоидов, выделенных из этих отложений, и нефтей ряда месторождений (Алатюбе, С.Карагие, Оймаша) имеются признаки, позволяющие говорить об их корреляции с нефтями. В частности, отмечены повышенные концентрации трициклических терпанов, в том числе расширенных (C28t, C29t, C30t), низкие содержания пентациклических гопанов (норгопан, гопан и гомогопаны) и стеранов, и т.д. Отмеченное позволяет предполагать, что эти комплексы могли генерировать углеводороды, сформировавшие залежи в триасовых отложениях и в выветрелых породах фундамента Оймашинского поднятия, что позволяет рассматривать их в качестве возможного нефтематеринского комплекса. Следует отметить также близкий уровень термической зрелости углеводородов нефтей и битумоидов на этой площади и на других месторождениях, содержащих скопления в нижнеюрских и триасовых отложениях. Согласно полученным данным, термически зрелые нефти МЗ, М4, по-видимому, связаны с реализацией потенциала пород среднего - верхнего триаса. Анализ условий седиментации этих комплексов свидетельствует, что возможные материнские комплексы накапливались в мелководных морских условиях эпиконтинентального бассейна в сравнительно подвижной водной среде. Основные области накопления материнских комплексов были связаны с участками мелкого моря (возможно представлявшими собой заливы), прилегавшими к палеоподнятиям. Зоны с увеличенными мощностями осадков этого возраста располагались в области Казахского прогиба, центральных частях Южно-Мангышлакского прогиба, где возможно существовали участки, благоприятные для накопления органических остатков. В соответствии с условиями накопления возможных материнских комплексов, новообразованные углеводороды, достигшие высокого уровня термической зрелости, могли мигрировать в пределы приподнятых зон Песчаномысско-Ракушечного поднятия, где сформировали залежи преимущественно в продуктивных отложениях триаса и нижней юры. В меньшей степени их распространение отмечается в южных погруженных частях ЖетыбайУзеньской ступени и на южном борту впадины. Нефти, относящиеся к подтипам М2, Ml и Мб, близкие между собой в генетическом плане, но имеющие разный уровень термической зрелости, связаны с юрскими (среднеюрскими ?) аллювиально-дельтовыми, озерными и прибрежно-морскими (паралическими) осадками, которые были обогащены органическим материалом, основу которого составляли остатки пресноводных водорослей и высшей растительности, накапливавшимися в сравнительно застойных условиях малоподвижных континентальных водоемов. О существенной роли высшей растительности в составе керогена могут свидетельствовать характерный состав высокопарафинистых нефтей и наличие субугленосных отложений в бортовых зонах. Углеводороды в пределах этого комплекса формировались в прогнутых зонах Южно-Мангышлакского прогиба, обладавших соответствующими геотермическим условиями. Их миграция происходила при прогрессирующем прогибании в основном в сторону наиболее близкого и крутого северного борта (Жетыбай-Узеньская ступень, Центрально-Мангышлакская зона). С началом процессов генерации, нефти начальных стадий катагенеза (менее термически зрелые) мигрировали и занимали наиболее удаленные и приподнятые части локальных структур, формируя залежи преимущественно в верхних горизонтах юрской продуктивной толщи. Ловушки нижних горизонтов заполнялись позднее более зрелыми нефтями, которые были генерированы более молодыми отложениями, достигшими зоны генерации нефти позднее и имеющими иной фациальный состав. Таким образом, наряду с отмечаемыми различиями в степени термической зрелости, нефти разновозрастных комплексов в пределах отдельных месторождений имеют определенные генетические различия в верхней и нижней частях юрского продуктивного комплекса, что отражает сложную и многостадийную историю формирования месторождений и характер распределения нефтей различных генетических типов. Следует отметить, что наблюдаемая смена фациального состава триасовых и юрских отложений в плане увеличения доли морских образований в западном направлении должна обусловливать и соответствующее изменение генетических признаков нефтей. Это отчасти отражается в составе нефтей западного погружения Центрально-Мангышлакской зоны (Жангурши, Тюбеджик), которые связаны с керогеном, формировавшимся в более солоноводных условиях. Отмеченные фациальные различия дают основание для более высокой оценки генерационного потенциала одновозрастных отложений акваториальной части Каспийского моря. 129 Вероятные нефтегазоматеринские комплексы Совокупный анализ геолого-геофизических, геохимических и буровых данных позволяет высказать предположения о возможном распространении, стратиграфическом объеме и величине генерационного потенциала нефтегазоматеринских комплексов. Следует отметить, что до сих пор не выработаны общепринятые, обоснованные и убедительные представления об источниках углеводородов, направлениях миграции и условиях формирования месторождений Южного Мангышлака. Возраст предполагаемых нефтегазопроизводивших комплексов по представлениям различных авторов изменяется от юрского до верхнепалеозойского. Наиболее важными критериями отнесения пород к категории нефтегазоматеринских является общее содержание органического вещества, его тип, уровень термической зрелости, которые определяют способность пород генерировать углеводороды. Содержание органического углерода отражает только общий возможный уровень потенциальных возможностей генерации углеводородов определенными осадочными комплексами. Более полная количественная характеристика может быть получена при анализе пород методом программируемого пиролиза (Рок-Эвал), который позволяет количественно определить остаточный генерационный потенциал пород, уровень их термической зрелости и тип рассеянного органического вещества. Согласно данным по составу биомаркеров, среди изученных нефтей Мангышлака выделены две группы, образование которых связано с двумя различными предполагаемыми нефтематеринскими комплексами, первый из которых в возрастном отношении охватывает интервал от среднего триаса до нижней юры и представлен морскими и прибрежно-морскими глинистыми осадками среднего-позднего триаса и озерными глинистыми отложениями ранней юры. Второй комплекс сложен прибрежно-морскими, озерными и аллювиально-дельтовыми алев-ролитоглинистыми образованиями средней юры. Фациальные различия при рассмотрении одновозрастных образований, в целом, невелики. Наиболее суще ственные изменения фациальных обстановок наблюдаются в широтном направлении, что обусловлено распро странением морских трансгрессий в восточном направлении, как в триасовом, так и в юрском периодах. Ьолее значительные изменения отмечаются для юрского этапа, поскольку в структурно-тектоническом отношении впа дина была дифференцирована в большей степени. Это могло обусловить появление различных подтипов нефтей, формировавшихся в западных и в восточных частях региона. w Данные по содержанию органического углерода в породах (Сорт., %) показывают, что в пределах ЖетыбаиУзеньской ступени наиболее обогащены органическим веществом отложения среднеюрского возраста и среднего верхнего триаса (рис. 86). , ,0/ В средней юре концентрации СоРг. достигают в отдельных случаях 10%, при средних значениях 1.2-1.3 /о, что соответствует среднему по величине генерационному потенциалу. Близкие величины отмечаются для среднего верхнего триаса. Однако, юрские отложения северной бортовой зоны не достигли необходимого уровня термической зрелости. Меловые, нижнеюрские и нижнетриасовые отложения в пределах Жетыбай-Узеньскои ступени практически не обладают значимым потенциалом из-за очень низкого содержания органического вещества. В погруженных зонах Южно-Мангышлакской впадины наблюдаются близкая обогащенность пород органическим веществом. Наиболее высокие средние концентрации отмечены для пород средней юры и верхнего триаса (рис 87), которые соответствуют породам со средней величиной генерационного потенциала. Следует отметить, что такие же значения получены и для нижнемелового комплекса отложении, который обладает более высокими концентрациями Сорт. Образования среднего и нижнего триаса в минимальной степени обогащены органическим веществом. Интересно отметить, что в отложениях палеозойского возраста содержания органического углерода изменяются в широких пределах - от сотых долей процента до 2 /о. Такие концентрации СОРГ в палеозойских породах установлены на площадях Ащисор, Баканд, Саукудук, Кенестюбе, где средние значения составляют около 1%. Эти породы имеют высокую степень термической зрелости и поэтому обладают практически нулевым генерационным потенциалом. Мезозойские отложения южного борта Южно-Мангышлакского прогиба содержат пониженные количества органического вещества. Здесь, как и в пределах других зон, наиболее высокие содержания свойственны среднеюрским образованиям, однако по абсолютной величине они не достигают значений, характерных для пород со средней величиной генерационного потенциала (рис. 88). Отложения нижнего мела и триаса здесь потенциалом . практически не обладают. „™™„*™-.«ат«. Для зоны Песчаномысско-Ракушечного поднятия характерно несколько иное распределение органического вещества в породах. Здесь им наиболее обогащены отложения среднего триаса, в которых средние содержания достигают уровня более 2%, что соответствует породам с высоким генерационным потенциалом (рис. 89). В отличие от других зон, породы верхнего триаса практически не обладают генерационными способностями, хотя в отдельных случаях Сор, достигает значений более 2%, тогда как среднее значение не превышает 0.5 А Отложения средней юры имеют более низкие концентрации СоРг. по сравнению с центральной и северной бортовой частями Южно-Мангышлакского прогиба (около 1%). Наиболее низкие значения характерны для образовании нижнего триаса и верхнего палеозоя. 130 Район Карагиинской седловины отличается наиболее высокими концентрациями Сорг. нижнеюрских отложений (рис. 90), здесь отложения обладают сравнительно высоким потенциалом (Сорг. среднее более 2%). Близкие значения имеют породы верхнего триаса. Для всех других стратиграфических уровней установлены низкие содержания органического вещества в породах. По данным Рок-Эвал наиболее высоким генерационным потенциалом в пределах Южно-Мангыншакского прогиба обладают породы среднего триаса - количество углеводородов, освобождающихся при программируемом пиролизе, изменяется от 0.12 до 8.5 мг на грамм породы (для образца углистых пород среднего триаса Оймашинской площади - до 108 мг УВ/г породы), составляя в среднем 3.7 мг УВ/г. Верхнетриасовые и юрские отложения имеют близкие генерационные способности, при пиролизе проб верхнетриасового возраста количество углеводородов колеблется в пределах от 0.34 до 7.34 мг УВ/г породы (среднее 1.9); для нижней юры - от 0.45 до 3.4 (среднее -1.35 мг УВ/г), для средней - верхней юры - от 0.25 до 21.1 (среднее 2.72 мг УВ/г). На видоизмененном графике Ван-Кревелена, показывающем соотношение водородного и кислородного индексов, значения для среднего триаса располагаются в области керогена I-II типа (рис. 91), чем объясняется более высокий потенциал этих пород. Значения для отложений верхнего триаса чаще попадают в область керогена III типа, отложения средней юры содержат кероген П-Ш и II типа. 131 Термическая зрелость мезозойских пород Уровень термической зрелости пород по данным различных показателей (отражательная способность витринита, цвет спор и пыльцы TAI, биомаркеры битумоидов) в настоящее время достигает значений поздней стадии для триасовых отложений (Ro eq.= 1.0-1.4 - стадия генерации конденсатов и жирных газов), в юрских отложениях - средней и поздней стадий "нефтяного окна" (Ro eq.= 0.7-1.0) (рис. 92). Юрские образования достигли этого уровня только в наиболее прогнутых зонах. В целом, мезозойские породы не вышли из зоны активной генерации УВ, тогда как палеозойские образования (рис. 92) имеют значительно более высокий уровень термической преобразованности и находятся на стадии метагенеза (Ro eq.= 3.7-4.6). Резко отличающееся на графике положение значений отражательной способности витринита палеозойских пород может свидетельствовать, что они испытали значительный термический стресс до начала формирования мезозойских образований, уровень термической зрелости которых закономерно увеличивается с возрастанием глубины залегания. Это свидетельствует о существовании палеогеотермического несогласия между породами мезозойского и палеозойского комплексов. Краткие выводы: 1. Образование нефтяных скоплений происходило за счет реализации генерационного потенциала различных по возрасту и фациальному составу нефтематеринских комплексов. Это проявляется в различном составе реликтовых углеводородных соединений - биомаркеров. 2. В Южно-Мангышлакском прогибе выделено шесть подтипов нефтей, имеющих признаки генетического различия. Предполагаемые среднетриасово-раннеюрский и средне-юрский нефтематеринские комплексы формировались в условиях, которые отличались большой фациальной изменчивостью. Это обусловливает появление нефтей, генерированных материнскими толщами разного фациального облика. Кроме того, накладывается влияние процессов термического созревания нефтей. 3. На Песчаномысско-Ракушечном под нятии палеозойские, триасовые и нижнеюрс кие породы содержат однотипные нефти, ос новным источником которых являлись среднеи позднетриасовые отложения. 4. В составе мезозойских нефтегазоносных комплексов Южного Мангышлака наиболее значимыми генерационными возможностями обладают средне - позднетриасовые, нижне- и среднеюрские (байос-бат-келловейские) отложения, причем суммарный генерационный показатель, учитывающий мощность производящих отложений, наиболее значителен у среднеюрских и позднетриасовых пород. 132 5. Нефтематеринские породы достигли главной зоны генерации нефти (среднеюрские) и зоны образования конденсатов и углеводородных газов (средний-поздний триас). Палеозойские образования имеют высокий уровень термической преобразованности, достигли зоны метагенеза и не обладают способностями генерировать углеводороды. Особенности нефтегазоносности осадочного чехла Вопросы нефтегазоносности осадочного чехла и пространственного размещения месторождений нефти и газа в регионе неоднократно рассматривались и обосновывались различными группами исследователей в период с середины 60-х до середины 70-х годов. Фактически к середине 70-х годов были обоснованы закономерности литологического и структурно-тектонического контроля нефтегазоносности юрской и меловой продуктивных толщ, справедливость которых подтверждена всей последующей практикой поисков месторождений нефти и газа. В определенной мере проблематичными оставались вопросы нефтегазоносного потенциала и пространственного размещения месторождений в доюрском комплексе, что в первую очередь было связано со слабой его изученностью и сложным строением. Однако и по этим отложениям существовали представления о потенциальных возможностях нефтегазоносности, а также о наиболее вероятной структурной приуроченности месторождений. Учитывая большое число научных публикаций по затронутому вопросу, ограничимся констатацией только наиболее принципиальных положений. Общим для подавляющей части территории является нефтегазоносность песчаных и песчано-алевролито-вых пластов средне-верхнеюрской (аален-келловейской) части осадочного чехла, которая контролируется региональной келловей-оксфордской покрышкой. Последняя отсутствует только в Центрально-Мангышлакс-кой и ЦентральноУстюртской зоне дислокаций, а также в сводовой части Бузачинского поднятия. Как правило, в зоне ослабленных изоляционных свойств региональной покрышки, залежи нефти и газа присутствуют в нижнемеловом комплексе, где они контролируются зональными и локальными глинистыми покрышками в неокоме и апте (реже - в альбе). Примером сказанного являются газовые залежи в меловых отложениях Узени; нефтяные залежи на месторождениях Дунга и Жангурши, нефтяные и газовые залежи в меловых отложениях Бузачинского поднятия. Намечаются определенные особенности распределения нефтегазоносности. В регионально нефтегазоносной аален-келловейской толще наиболее выдержаны по площади песчаные и песчано-алевролитовые пласты и пачки в ааленском и батском ярусах, с которыми связаны крупнейшие нефтяные и газонефтяные залежи. Заметным литологическим изменениям по площади подвержены келловейские и нижнебайосские отложения, для которых характерно развитие зон литологического выклинивания даже в пределах известных антиклинальных структур. В регионально нефтегазоносной доюрской толще в объеме трех отделов триаса выделяется два нефтегазоносных комплекса: вулканогенно-терригенный верхнетриасовый и вулканогенно-карбонатный среднетриасо-вый (частично с оленекским ярусом нижнего триаса). В первом из них коллекторами являются терригенные породы, во втором - карбонатные. 133 Нижнемеловые отложения продуктивны только в отдельных зонах на единичных локальных структурах, что целиком связано с ослаблением изоляционных свойств келловей-оксфордской глинисто-мергельной покрышки или с полным её отсутствием. Отмечаются существенные различия в вертикальном диапазоне продуктивности разреза по структурнотектоническим зонам. Наиболее широким диапазоном характеризуется Жетыбай-Узеньская ступень, где продуктивен разрез триаса, юры и мела, при этом продуктивность триаса структурно тяготеет к району Главной Мангышлакской флексуры. Максимальные продуктивные этажи достигают здесь 700-1500 м. Резко сокращен вертикальный диапазон продуктивности на периферии Тюб-Караганской и Беке-Башкудукской мегантиклиналей, где нефтегазоносны либо только нижнемеловые, либо нижнемеловые и верхнеюрские отложения; в зоне Песчаномысско-Ракушечного поднятия и Карагиинской седловины, где продуктивны главным образом отложения триаса, редко - нижней юры и низов средней юры; северного склона Карабогазского свода, где газоносны песчаники келловейского яруса верхней юры или неокомский комплекс нижнего мела. Во всех перечисленных районах продуктивный этаж составляет величину от десятков метров до 100-200 м. Устанавливаются определенные закономерности распределения месторождений по фазовому составу углеводородов. Северные районы являются преимущественно нефтяными. Внутри Жетыбай-Узеньской зоны газоносный потенциал возрастает с севера на юг от Узени к Тенге и от Жетыбая к Тасбулату. Здесь в классическом виде подтверждается принцип Гассоу-Савченко о дифференциальном улавливании углеводородов при их миграции. В пределах нефтяных месторождений имеются также отдельные газовые шапки, единичные газоконденсатные залежи с нефтяными оторочками и без нефтяных оторочек. Доля нефти преобладает в районах Песчаномысско-Ракушечного поднятия и Карагиинской седловины, при этом имеющиеся газовые месторождения пространственно смещаются в юго-восточном направлении к склонам Карабогазского свода. На последних доля газа составляет 100%. Отмечаются характерные особенности распределения залежей по разрезу в пределах конкретных месторождений. В Жетыбай-Узеньской зоне залежи группируются в определенные этажи, которые в ряде случаев контролируются региональной покрышкой (Узень, массивно-пластовая залежь XIII-XVII горизонтов) или локальными покрышками (Жетыбай и другие месторождения). Такое распределение продуктивности может свидетельствовать о значительной роли вертикальной миграции в перераспределении углеводородов на конечных стадиях формирования месторождений. В данном случае трудно предположить, что подобное поэтажное распределение нефтегазоносности может быть образовано за счет строго дозированной латеральной миграции по определенным интервалам разреза. Сопоставление характера продуктивности осадочного чехла, в том числе его доказанного потенциала нефтегазоносности в различных зонах, невольно наталкивает на соображения о дифференциации и локализации источников генерации углеводородов при важнейшей роли вертикальной миграции в формировании месторождений. В этом плане интересно следующее обстоятельство. Многочисленными исследованиями начального и последующих этапов изучения геологии и нефтегазоносности Южного Мангышлака отмечались такие особенности, как более раннее время образования Узеньской ловушки в сравнении с Жетыбайской, Тенгинской и Тасбулатской; более высокие коэффициенты заполнения, достигающие максимума по верхней группе залежей Узени, в то время как на Жетыбае нет сопоставимых коэффициентов заполнения; наиболее высокая концентрация потенциала нефтеносности и газоносности на месторождениях Узень и Тенге. Основываясь на указанных фактах логично предположить вероятность проявления двух циклов миграции: первого - нефтяного и второго - газоконденсатного, которые охватывали интервал времени соответственно с поздней юры до палеогена; и с палеогена до неогенового времени включительно. Если подобные предположения справедливы, то они вполне удовлетворительно объясняют особенности распределения нефтегазоносности. Узень, как более ранняя по времени ловушка, могла заполняться нефтью с позднеюрского времени и с учетом описанных в предыдущих разделах структурных параметров сконцентрировала в себе больший нефтяной потенциал. Жетыбайская ловушка наиболее интенсивно развивалась в позднем мелу палеогене, имея амплитуду к концу раннего мела только на уровне 10-20 м, следовательно она не имела возможности заполняться нефтью в течение юры и раннего мела. Одним из источников генерации нефти и газа для Жетыбай-Узеньской ступени вполне могли быть триасовые морские комплексы самой Жетыбай-Узеньской ступени и прилегающих к ней районов. Видимо обоснованно говорить в данном случае о сочетании латеральной и вертикальной миграции при формировании месторождений, причем первая проявляла себя на ограниченных расстояниях в первые десятки километров. Механизм формирования месторождений в данном случае мог быть аналогичен подобным механизмам в геодинамически активных зонах, где в значительной мере проявлялись инверсионные процессы, обусловленные надвиговыми и надвигово-сдвиговыми деформациями. Такие процессы имели место в рассматриваемом районе, при этом они проявились наиболее активно в восточной части, т.е. на участке Узень, Тенге и Карасязь-Таспас. 134 К числу региональных особенностей следует отнести четко видимый структурно-тектонический контроль нефтегазоносности. Зоны нефтегазонакопления по своей генетической природе относятся к структурному типу и приурочены к таким элементам как мегантиклинали, своды, поднятия, ступени и седловины, которые, как правило, сопряжены с длительно развивавшимися отрицательными структурами. Отмечаются характерные особенности нефтегазоносности в пределах геологических областей. В Западно-Мангышлакско-Прикумской геологической области выделяется ряд районов, в том числе, на Казахстанской части это Западно-Мангышлакский и Песчаномысско-Ракушечный. Первый из них в структурном плане охватывает Западно-Мангышлакско-Прикумскую ступень в акватории Каспия, а на суше участки западной периклинали Беке-Башкудукского вала, Сегендыкскую впадину и Карагиинскую седловину. Характерной особенностью локальных структур на суше является их нарушенность и преобладание тектонически экранированных ловушек. Продуктивность в северной части района связана с нижнемеловыми и верхнеюрскими отложениями, в которых выявлены тектонически экранированные залежи нефти. В пределах Карагиинской седловины, т.е. в юг-юго-восточной части района развиты как тектонически экранированные ловушки, так и не нарушенные антиклинальные складки с доказанной нефтеносностью верхнего и среднего триаса и единственной газоконденсатной залежью в среднем триасе на месторождении Придорожное. Песчаномысско-Ракушечный район по особенностям нефтегазоносности сопоставим с месторождениями Карагиинской седловины. Здесь также распространены не нарушенные и нарушенные складки антиклинального типа с доказанной нефтеносностью нижнего и среднего триаса и с единичными газовыми залежами в нижней юре и низах средней юры. В целом для обоих районов характерен сокращенный вертикальный диапазон продуктивности с преобладающей нефтегазоносностью нижних секций чехла в юг-юго-восточных районах. Установленные на суше особенности нефтегазоносности можно уверенно прогнозировать для акваториальной части Песчаномыс-скоРакушечного поднятия, однако в пределах Западно-Мангышлакско-Прикумской ступени вертикальный диапазон продуктивности вероятнее всего будет шире того, который установлен на месторождениях Дунга-Еспелисай. В Мангышлакской геологической области особенности нефтегазоносности осадочного чехла наиболее дифференцированы. В структурном плане эта область включает в себя такие элементы как Тюб-Караган-Каратауская и Кара-сязьТаспасская мегантиклинали, Жетыбай-Узеньская и Кокумбайская ступени, Жазгурлинская и Ассаке-Аудан-ская впадины. С учетом установленной нефтегазоносности здесь выделяются Тюбеджикская, Беке-Башкудук-ская, Жетыбай-Узеньская, Кызыладыр-Карагиинская зоны и Жазгурлинский район со своими характерными особенностями нефтегазоносности разреза. В Тюбеджикской зоне, структурно связанной с Тюб-Караган-Каратауской мегантиклиналью, нефтеносны только отложения готеривского и альбского ярусов нижнего мела, в которых выявлены незначительные по запасам залежи тяжелых нефтей. Вертикальный диапазон продуктивности здесь не превышает 100 м. В Беке-Башкудукской зоне, структурно приуроченной к одноименной мегантиклинали, установлены огромные закированные участки в её восточной части и небольшие газовые залежи в западной части, связанные с юрскими и меловыми отложениями. Вертикальный диапазон продуктивности не установлен, но видимо также не превышает 100 м. В Жетыбай-Узеньской зоне, которая структурно приурочена к одноименной ступени, установлен самый широкий вертикальный диапазон нефтегазоносности от триасовых до верхнемеловых отложений с уникальным нефтеносным потенциалом в аален-келловейской толще и этажом продуктивности до 1500 м. Уникальность зоны заключается также в том, что в ней нет "пустых" ловушек. Месторождения здесь многопластовые, преимущественно нефтяные, связанные, как правило, с брахиантиклинальными слабо нарушенными и ненарушенными структурами. В пределах провинции указанная зона является уникальной по всем параметрам - от типов месторождений до суммарного нефтегазового потенциала. В Кызыладыр-Карагиинской зоне и Жазгурлинском районе выявлено только одно небольшое месторождение Махат, хотя признаки нефти и газа отмечались в юрских и триасовых отложениях на целом ряде площадей при поисковом бурении. Подводя итог краткой характеристики особенностей нефтегазоносности осадочного чехла можно сделать следующие выводы: - регионально нефтегазоносными в Казахстанской части Северо-Кавказско-Мангышлакской провинции являются юрские и триасовые отложения; - региональная нефтегазоносность контролируется двумя покрышками - келловей-оксфордской глинистомергельной в юре и среднетриасовой вулканогенно-аргиллитовой в триасе. Значительную роль в 135 зональном и локальном контроле нефтегазоносности играют также зональные и локальные флюидоупоры в триасе, юре и нижнем мелу; - провинция по фазовым характеристикам углеводородов является преимущественно нефтяной. К чисто газоносным районам относятся только склоны Карабогазского свода; - уникальной, как по геологическим характеристикам, так и по величине доказанных запасов нефти, является Жетыбай-Узеньская нефтегазоносная зона, в которой нет "пустых" ловушек. В зоне находится крупнейшее месторождение Узень и ряд других месторождений, в том числе крупных по запасам; - структурная приуроченность месторождений на суше однозначно свидетельствует о четком структурном контроле нефтегазоносности на региональном, зональном и локальном уровнях. Районы и зоны нефтегазонакопления приурочены к мегантиклиналям, сводам, поднятиям, ступеням и седловинам; - отмеченные закономерности структурного контроля нефтегазоносности на суше позволяют с высокой степенью достоверности прогнозировать параметры нефтегазоносности в той части провинции, которая находится в акватории Каспия; - особенности распределения нефтегазоносности в пространстве и по разрезу в совокупности с нефтегазовым потенциалом конкретных зон и характером развития структур могут свидетельствовать о дифференциации и локализации источников генерации углеводородов и двух циклах миграции: юрско-меловом нефтяном и палеогеннеогеновом газовом; - совершенно очевидна важная роль триасового генерационного комплекса в формировании значительной доли общего нефтегазового потенциала провинции, в том числе и за пределами Казахстана, однако роль юрского (особенно нижнеюрского) комплекса остается проблематичной. Существующие гипотезы об определяющей роли верхнепалеозойского комплекса в формировании нефтегазового потенциала Жетыбай-Узеньской зоны с учетом современных представлений по соседним нефтегазоносным провинциям и областям скорее всего не найдут достаточно обоснованных доказательств; - в формировании особенностей геологического строения и нефтегазоносности линейных систем осадочного чехла провинции определяющая роль принадлежит надвигово-сдвиговым деформациям в районе ТумгачаКарамаинской зоны. Нефтегазогеологическое районирование Рассмотренные особенности геологического строения и нефтегазоносности Северо-Кавказско-Мангышлакского региона являются основой для отнесения его к рангу нефтегазоносной провинции с выделением в ней группы нефтегазоносных областей, районов, зон и месторождений. В Казахстанской части провинции по характеру геологии и нефтегазоносности выделяется четыре нефтегазоносных области: Терско-Каспийская, Западно-Мангышлакско-Прикумская, Мангышлакская и Южно-Бузачинская, из них в Терско-Каспийской и Южно-Бузачинской НГО нефтегазоносность доказана за пределами Казахстана; в Западно-Мангышлакско-Прикумской она подтверждена в Российской Федерации и в Казахстане; в Мангышлакской НГО - только в Казахстане (рис. 93). Внутри нефтегазоносных областей на основе структурно-тектонического районирования и пространственного распределения нефтегазоносности выделяются нефтегазоносные и перспективно-нефтегазоносные районы и зоны. В Казахстанской части провинции выделены Западно-Мангышлакский, Песчаномысско-Ракушечный и Жазгурлинский нефтегазоносные районы, Прикарабогазский газоносный район, а также Центрально-Каспийский и Кошак-Токубайский перспективно-нефтегазоносные районы. Выше уже отмечалось, что основной доказанный нефтегазовый потенциал на суше сконцентрирован в Мангышлакской нефтегазоносной области, в которой выделено 4 нефтегазоносных зоны: Тюбеджикская, БекеБашкудукская, Жетыбай-Узеньская и Кызыладыр-Карагиинская. Особенности их нефтегазоносности были описаны в предыдущих разделах. Прогнозные ресурсы на суше практически реализованы. Не реализованные прогнозные ресурсы находятся в акватории Каспийского моря, где они сосредоточены в двух областях: Западно-Мангышлакско-Прикумской и Южно-Бузачинской. 136 :.;■ Т ■ ■ • I Т К К 7 б СЕВЕРО-УСТЮРТСКАЯ НЕФТЕГАЗОНОСНАЯ ОБЛАСТЬ Северо-Устюртская нефтегазоносная область выделяется в качестве самостоятельного элемента нефтегазогеологического районирования, расположенного в пределах Казахстана и Узбекистана. Север-северо-западной её границей является Северо-Устюртская система разломов, отделяющая Северный Устюрт от Прикаспийской впадины по верхнепалеозойскому комплексу. На западе она граничит с восточным замыканием Карпинско-Бузачинской складчато-надвиговой зоны также преимущественно по верхнепалеозойскому комплексу. Юг-юго-западной границей являются Центрально-Устюртские дислокации и Токубай-Туаркырская надвигово-сдвиговая система. На востоке границей является Арало-Кызылкумская зона поднятий. Таким образом, территория Северо-Устюртского региона имеет четко выраженные ограничения в виде крупных систем разломов и протяженных антиклинальных зон. При этом следует подчеркнуть, что по юрско-палеогеновой части чехла эти границы на север-северо-западе принимаются достаточно условно, частично по линии прекращения солянокупольной тектоники, а частично - по системе разломов в пределах южного склона Южно-Эмбинского поднятия. В связи с контрастной структурной дифференциацией осадочного чехла на ряд прогибов и поднятий, предлагается оставить для рассматриваемого региона устоявшееся название - Северо-Устюртская система прогибов и поднятий. Ниже излагается краткая геологическая характеристика рассматриваемого региона. Литолого-стратиграфическая характеристика осадочного чехла Разрез осадочного чехла Северо-Устюртской системы прогибов и поднятий в пределах Казахстана изучен достаточно детально по юрско-меловым и палеогеновым отложениям, менее детально по триасовому комплексу и эпизодически - по дотриасовым отложениям. Принятое подразделение разреза на дотриасовый, триасовый, юрскомеловой и палеогеновый комплексы является оправданным при описании геологии региона. Предполагалось, что дотриасовые отложения в объеме позднедевонско-раннепермского возраста будут представлять интерес для поисков нефти и газа, в связи с чем в период 1989-1995 гг. на Северном Устюрте был пробурен ряд параметрических скважин с задачей уточнения параметров палеозойской части разреза. Так, в 1989-1991 гг. в районе Байчагырского выступа на площади Кушата пробурены скважины П-1, глубиной 3621 м; П-2, глубиной 3500 м и П-3, глубиной 4250 м, вскрывшие на глубинах 2800-3000 м под красноцветной толщей пермотриаса разнородные породы, сложенные туфогенно-вулканогенными образованиями плотностью 2,5-2,9 г/см3. По данным ВНИГРИ комплекс условно датирован как позднедевонско-раннекаменноугольный. В 1991-1994 гг. на структуре Елигажи, расположенной также на южном борту Северо-Устюртской системы прогибов и поднятий, пробурена скважина 1 глубиной 4750 м и скважина 2 глубиной 4500 м. Первая скважина на глубине 3806 м под красноцветной терригенно-туфогенной толщей пермотриаса вскрыла карбонатные отложения. В нижней части карбонатного разреза, в интервале 4064-4624 м, породы представлены скрытокристалличес-кими известняками темно-серого цвета, сильно трещиноватыми с залеченными кальцитом трещинами. Верхняя часть карбонатного разреза в интервале 3806-4064 м, сложена органогенно-детритовыми известняками визей-ского и башкирско-московского возраста (по данным ВСЕГЕИ). Суммарная толщина карбонатов 818 м и под ними на глубине 4624 м вскрыты нижнекаменноугольные терригенные породы. Скважина 2 вскрыла мощную толщу красноцветных пермотриасовых пород и карбонатных отложений при забое 4500 м не достигла. На Арыстановской площади была пробурена параметрическая скважина П-50 глубиной 5002 м. Под юрскими отложениями она вскрыла 1997 м монотонного красноцветного разреза среднего-нижнего триаса и верхней перми без коллекторов. Таким образом, пробуренные скважины позволили уточнить характеристики доюрского разреза и подтвердить отсутствие коллекторов в пермотриасовой и каменноугольной его частях. Высокая степень метаморфизации палеозойского разреза в совокупности с карбонатной цементацией редких песчаных прослоев и пластов в нижнетриасовых отложениях фактически исключают эти отложения из категории перспективных на нефть и газ в пределах Казахстанской части Северного Устюрта. Среднетриасовая толща представлена пестроцветными песчано-глинистыми породами, среди которых в западных районах появляются подчиненные прослои мергелей и известняков. Песчаники в ряде случаев обладают удовлетворительными емкостно-фильтрационными свойствами. Верхнетриасовая толща сложена исключительно терригенными серыми и темно-серыми породами. Песчаники средне и мелкозернистые с небольшим содержанием гравия. Емкостно-фильтрационные свойства их удовлетворительные и низкие. Юрские отложения представлены всеми тремя отделами и в целом сопоставимы по характеру литологии с Северо-Кавказско-Мангышлакской провинцией. Главным отличием является повышенное содержание карбонатного цемента в песчано-алевролитовых породах, резко снижающих их емкостно-фильтрационные свойства, а 138 также высокая карбонатность глин и аргиллитов. Эти особенности характерны для аален-батской части юрского разреза и не так контрастно проявляются в келловейском ярусе. Глинисто-мергелистая толща верхней части келловейского и оксфорд-титонского ярусов здесь также выполняет роль регионального флюидоупора. Меловые отложения удовлетворительно сопоставимы с одновозрастными отложениями Южного Мангышлака. Нижнемеловая толща целиком песчано-глинистая; верхнемеловая - терригенно-карбонатная. Палеогеновые отложения по литологическим особенностям подразделяются на два подкомплекса: датскоэоценовый и олигоценовый. Первый представлен преимущественно глинисто-карбонатными породами с единичными пластами и пропластками алевролитов в эоценовой части; второй - глинистой толщей с пачками серых песков, песчаников и алевролитов в средней части разреза и чередованием глин с песчаниками, прослоями углей и железистыми конкрециями в верхней части разреза. Неогеновые отложения развиты в регионе довольно широко и представлены кварцево-слюдистыми песками, красно-бурыми загипсованными глинами, зеленовато-серыми мергелями и ракушечными известняками. В пределах Казахстана нефтегазоносность Северо-Устюртской системы прогибов и поднятий связана с отложениями средней и верхней юры и палеогена (кумский горизонт верхнего эоцена). Разрезы осадочного чехла характеризуются заметной дифференциацией по ряду геологических параметров, в том числе стратиграфической полноте, емкостно-фильтрационным свойствам песчаных и алевролитовых породколлекторов, вертикальному диапазону нефтегазоносности, фазовому составу углеводородов и т.д. С учетом этих особенностей можно выделить ряд наиболее характерных типов разрезов, которые даже в схематизированном виде дают достаточно полные представления о нефтегазоносности региона. Представляется целесообразным выделить Арыстановский, Култукский, Шагырлы-Шомыштинский и Базайский типы разрезов. Арыстановский тип разреза основан на результатах наиболее глубоких скважин Арыстановской площади, а также Каракудукского месторождения (рис. 94). Нижняя часть вскрытого скважиной Арыстановская П-50 разреза представлена плотными песчаными и аргиллитовыми породами толщиной более 900 м предположительно верхнепермского возраста. Коллекторов в этой толще практически нет. Выше по разрезу залегает также красноцветная преимущественно аргиллитовая толща с незначительными прослоями и пластами крепко сцементированных песчаников и алевролитов. С размывом на этих красноцветных породах лежат отложения юрского возраста, которые в интервале ааленнижний келловей характеризуются чередованием пачек плотных карбонатных аргиллитов и аргиллитоподоб-ных карбонатных глин с песчаниками и алевролитами различной плотности. Песчаники и алевролиты ааленского, батского и байосского ярусов значительно уплотнены, первичная пористость в них практически отсутствует из-за повышенного содержания глинистого и карбонатного цемента в первичных порах. Эпизодически развита трещиноватость и вторичная пористость выщелачивания, поэтому коллекторы относятся к типу порово-трещинных и трещинно- поровых. Песчаники в этой части разреза в основном мелкозернистые. В келловейском ярусе первичная межзерновая пористость сохранена лучше. Емкостно-фильтрационные свойства среднеюрского разреза характеризуются параметрами пористости в среднем на уровне 14-16% и проницаемости 1-15 Мд. На этом фоне встречаются локальные зоны улучшенных параметров коллекторов с величинами пористости до 17-20% и проницаемости до 30-50 Мд. Вертикальный диапазон нефтеносности охватывает всю аален-келловейскую секцию разреза и содержит 9-12 нефтеносных горизонтов, характеризующихся резкими изменениями основных параметров по площади структур. Основным флюидоупором является келловей-оксфордская глинисто-мергельная толща. Роль локальных и зональных флюидоупоров выполняют аргиллитовые и глинисто-аргиллитовые пласты и пачки. Култукский тип разреза синтезирован на базе Култукского и Комсомольского месторождений, приуроченных к западным частям Ащитайпакской и Арыстановской ступеней (рис. 94). Вскрытая скважинами часть разреза представлена 120-метровой пестроцветной аргиллитовой толщей среднего триаса с единичными прослоями песчаников и алевролитов, на которой залегает мощная сероцветная толща верхнего триаса. Породы сильно уплотнены. Емкостно-фильтрационные параметры коллекторов по единичным образцам низкие. Выше залегает юрская толща в объеме трех отделов, среди которых нижняя юра выделена с определенной долей условности. Для юрской секции разреза характерны практически все те особенности, которые отмечались в Арыстановском типе разреза (мелкозернистость песчаников, повышенное содержание глинистого и карбонатного цемента в первичных порах, преимущественно низкие емкостно-фильтрационные свойства, карбонатность аргиллитов и аргиллитоподобных глин, резкие площадные изменения коллекторов). В то же время сохраняются улучшенные геологические характеристики отложений келловейского яруса, в том числе более высокая пористость и проницаемость коллекторов с сохранением первичной межзерновой пористости, а также лучшая выдержанность песчаных и алевролитовых пластов по площади. Нефтеносность этого типа разреза связана с келловейскими песчано-алевролитовыми пластами, значения пористости которых находятся в пределах 16-18%, а проницаемость - на уровне 2-39 Мд. На месторождении Култук единичный приток нефти получен также из байосского яруса. 139 Региональным флюидоупором является келловей-оксфордская глинисто-мергельная толща. Шагырлы-Шомыштинский тип разреза резко отличается от Арыстановского и Култукского и базируется на результатах изучения одноименного месторождения (рис. 94). Газоносны здесь алевролитовые и слабо сцементированные песчаные прослои кумского горизонта верхнего эоцена, подстилаемые мело-мергельными породами верхнего мела-палеогена и перекрываемые глинами олигоцена толщиной до 380 м. Пласты коллекторы переслаиваются с плотными алевритистыми глинами. Пористость коллекторов достигает 26-30%, проницаемость находится на уровне 50 Мд., но в ряде случаев возрастает до 170 Мд. Подстилающие отложения мелового и юрского возраста литологически аналогичны другим районам Северного Устюрта. Базайский тип разреза основан на материалах изучения Базайского и Кызылойского месторождений. Он имеет черты сходства с Шагырлы-Шомыштинским, однако отличается от него расширением этажа газоносности за счет белоглинского горизонта верхнего эоцена. Газоносная часть разреза представлена частым чередованием глинистых алевролитов и опоковидных глин, имеющих линзовидное распространение. Пористость пород-коллекторов находится в пределах 27-37%, проницаемость - на уровне 169-725 Мд. Подстилающие отложения водоносны. Краткая характеристика типовых разрезов осадочного чехла позволяет сделать следующие выводы: - во вскрытом разрезе породы-коллекторы приурочены к разнозернистым песчаникам и алевролитам, наиболее широко распространенным в отложениях нижней (?), средней юры, келловейском ярусе верхней юры, а также в меловых отложениях; - практически для всей территории региональным флюидоупором является келловей-оксфордская глинистомергельная покрышка. Помимо нее широко развиты зональные и локальные флюидоупоры в юре, мелу и палеогене; - к регионально-нефтегазоносной следует отнести юрскую толщу; к зонально-газоносной - палеогеновую; к перспективно-нефтегазоносной зональной - верхнетриасовую; - емкостно-фильтрационные свойства коллекторов в юрской толще на значительной части территории относятся к категории низких и реже - удовлетворительных, что связано с ухудшением первичной межзерновой пористости и слабым развитием вторичной пористости в виде локальных участков выщелачивания и трещиноватости; - изменения первичной пористости юрских коллекторов в сторону ухудшения объясняются наличием в порах глинистого и карбонатного цемента, который нередко превращает изначально хороший коллектор в непроницаемую породу; - ухудшение емкостно-фильтрационных свойств коллекторов характерно для западных и центральных районов Северного Устюрта, но оно не распространяется на восточные районы; - повышение степени нарушенности юрской толщи в пределах локальных структур повышает вероятность появления порово-трещинных коллекторов с улучшенными емкостно-фильтрационными свойствами. Сейсмостратиграфическая характеристика Палеозойский комплекс трассируется двумя сейсмическими горизонтами - "Ф" и "б", приуроченными соответственно к подошве комплекса (кровле фундамента) и кровле комплекса. В волновом поле указанные опорные горизонты проявляются как единственные регулярные отражения (рис. 95). Стратиграфическое положение горизонта "б" на основании имеющихся материалов можно стратифицировать как границу крупного предкунгурского или предартинского несогласия. Верхнепермско-триасовый сейсмогеологический этаж расчленяется на ряд подэтажей системой отражающих горизонтов VI, V, Vp V,, V3, первый из которых приурочен к поверхности предтриасового несогласия, а остальные характеризуют поверхность и внутреннее строение триасового комплекса (рис. 95). Вышележащие отложения юрско-мелового возраста расчленяются на тоар-ааленский (горизонты V и IV), байос-батский (горизонты IV-IIIa), верхнеюрский (горизонты Ша-Ш), неоком-аптский (горизонты Ш-Па), альбсеноманский (горизонты Па-П) и сеноман-туронский (горизонты II-I) сейсмокомплексы, позволяющие достаточно надежно определить особенности региональной и зональной структуры (рис. 96). Структурно тектоническая характеристика С учетом состояния геолого-геофизической изученности наиболее достоверное структурно-тектоническое районирование может быть выполнено для нижнемелового и юрского комплексов по базовым III и V отражающим горизонтам, которые дают представления о структурных особенностях подошвы нижнемеловых отложений, а также кровли и подошвы юрских отложений. Значительно менее достоверны построения по отражающему горизонту "б", относимому к поверхности разновозрастных пород верхнепалеозойского возраста (к подошве пермотриасового комплекса). Эта поверхность в ряде районов рассматриваемой территории совпадает с поверхностью фундамента, однако в некоторых районах 141 она картирует выделяемые условно отложения доверхнепермского возраста. Для получения более полных представлений о региональной структуре и степени прослеживаемости структурных элементов разного ранга в пределах Северо-Устюртского региона целесообразно рассматривать все перечисленные базовые поверхности, даже с учетом их различной степени достоверности. Районирование пермотриасового комплекса Отражающий горизонт 11,(6) наиболее уверенно прослеживается в северо-западных районах рассматриваемой территории, а также в ряде локальных прогибов и на Арыстановской ступени. Предполагается, что на значительной части он совпадает с поверхностью фундамента. По подошве пермотриаса выделяется протяженная с запада на восток Северо-Устюртская система прогибов и поднятий, состоящая из субширотно и субмеридионально ориентированных прогибов и поднятий (рис. 97, 98). На северо-западе эта система граничит с такими элементами Прикаспийской впадины, как Южно-Эмбинское поднятие и Сазтюбинская седловина. На юге и юго-западе пограничными элементами являются Карабаурская мегантиклиналь и Северо-Каратауский прогиб, входящие в состав Мангышлак-Центрально-Устюртской системы прогибов и поднятий. На севере и северо-востоке граничными являются периклинальные окончания структурных элементов Урало-Тобольской складчатой системы - Шошкакульской антиклинали и Иргизской седловины. На западе граничным элементом является Бузачинское поднятие, замыкающее Карпинско-Бузачинскую складчато-надвиговую зону. На востоке ограничивающим элементом является Арало-Кызылкумский вал. Таким образом, границы Северо-Устюртской системы прогибов и поднятий прослеживаются достаточно уверенно и в большинстве случаев приурочены к разрывным нарушениям. Сочетание юго-западной, северо-западной и меридиональной (север-юг) ориентировок разрывных нарушений придает региону характерную клиновидную (треугольную) форму. Важнейшим элементом рассматриваемой системы является цепь прогибов, таких как Култукский, Севе-роТокубайский, Кулажатский, Самский и Косбулак-ский, отделенных друг от друга более или менее четкими седловинами или поднятиями. Все прогибы имеют субширотную северо-западную и юго-западную ориентировки и четкие ограничения в виде моноклинальных склонов, ступеней и поднятий. Среди положительных структурных элементов выделяются Байчагырское, Центрально-Аральское и Актумсукское поднятия, а среди ней-тральных элементов - Арыстановская ступень и Южно-Эмбинская моноклиналь. Для всего рассматриваемого комплекса характерна сильная нарушенность, создающая типично блоковую структуру. 144 Районирование юрского комплекса Региональная и зональная структура юрского комплекса изучена достаточно детально. Она основана на результатах бурения и двух опорных сейсмических горизонтах - III и V. Первый из них позволяет рассматривать структурные особенности поверхности юры, второй - подошвы юры. Наиболее сложной проблемой остается определение границ Северо-Устюртской системы по мезозою, в том числе по юрскому комплексу. Обычно эти границы проводились на юге по группе разломов, окаймляющих Центрально-Устюртско-Каратаускую складчатую зону; на север-северо-западе по границе распространения солянокупольной тектоники; на востоке - по субмеридиональной системе разломов и Арало-Кызылкумскому валу; на север-северо-востоке по южным периклинальным окончаниям Урало-Тобольской складчатой системы (рис. 99). Нами предлагаются в определенной мере скорректированные границы, более детально учитывающие особенности региональной структуры и соотношения ее с пограничными крупнейшими элементами, различия в эволюции на домезозойском и мезокайнозойском этапах, дифференциацию источников генерации углеводородов. С учетом перечисленных факторов северная граница проводится не только по линии затухания солянокупольной тектоники, но и по зоне глубинного Северо-Устюртского разлома, срезающего южное крыло ЮжноЭмбинского палеозойского поднятия. Тем самым юрские отложения в сводовой части указанного поднятия до указанного разлома структурно отнесены к Прикаспийской впадине. Юг-юго-западная граница также скорректирована на Бузачинском участке и сохранена на Центрально-Устюртском участке. Бузачинский участок вместе с Северо-Каратауским прогибом по особенностям теологического развития ближе к Мангышлакской системе и видимо было оправдано выделение всей этой зоны в составе Северного Мангышлака, северо-восточной границей которого считалась Карабаурско-Токубайская группа разломов. В такой трактовке Северо-Устюртская система прогибов и поднятий приобретает более строгую структурную и геологическую позицию с окружающими крупнейшими структурными элементами. На различных этапах геологического развития в пограничных зонах последних проявлялись разнонаправленные горизонтальные тектонические движения, что привело либо к образованию контрастных складчато-надвиговых зон, либо к крупнейшим поднятиям инверсионного типа на позднепалеозойском и раннемезозойском этапах. Эти особенности эволюции оказали важное влияние на характер развития региональной и зональной структуры на юрско-меловом и палеогеновом отрезках геологической истории. Анализ структурной карты по V отражающему горизонту свидетельствует о сохранении с подстилающими отложениями не только региональной структуры, но и о удовлетворительном соответствии структурных особенностей на зональном уровне. Количество прогибов и их пространственное положение в целом сохраняется. Исключением является только выделяемый по поверхности "б" Северо-Токубайский прогиб, который в подошве юры не находит отражения и перекрыт Култукско-Ирдалинской и Арыстановской ступенями. Фиксируется крупная Ащитайпакская ступень, осложненная серией локальных структур. Осложненность локальными структурами возрастает также на Арыстановской ступени, седловинах и бортах прогибов. Более контрастно прослеживаются седловины, перешейки и линейные антиклинальные зоны, разделяющие локальные прогибы. Отмечаются три главных региональных и зональных ориентировки структурных элементов. Северозападная, включающая Култукско-Ирдалинскую ступень, Актумсукское поднятие, Култукский, Кулажатский, Барсакельмесский и Косбулакский прогибы, часть которых сопредельна с Мангышлакской системой; юго-западная, охватывающая пограничные с Прикаспийской впадиной Ащитайпакскую ступень, а также Самский прогиб; субмеридиональная (север-юг), включающая южные окончания Урало-Тобольской складчатой системы и АралоКызылкумский вал. Очевидно, что на формирование региональной и зональной структуры Северо-Устюртской системы прогибов и поднятий оказали влияние особенности глубинного строения и геодинамика крупнейших пограничных структурных элементов Прикаспийской впадины, Мангышлака и Урала. Принципиально важным для рассматриваемого этапа является наличие геологических условий, обеспечивших возникновение в начале юры целой группы локальных структур в пределах выделенных ступеней, седловин и валообразных поднятий. Для всего региона структурный план на региональном и зональном уровнях более сглажен в сравнении с подошвой пермотриасовых отложений. Районирование нижнемеловых отложений По подошве нижнемеловых отложений в центральной части региона выделяется цепь прогибов, которые с запада на восток включают в себя Култукский, Кулажатский, Самский, Барсакельмесский и Косбулакский (рис. 100). Наиболее глубоким и наиболее крупным по размерам является Косбулакский прогиб. 146 Все остальные прогибы близки между собой по глубинам кровли юры, но значительно уступают ему по площади. Сохраняются три главные ориентировки структурных элементов: северо-западная, юго-западная и меридиональная (север-юг), что свидетельствует о главенствующей роли пограничных крупнейших геологических элементов в формировании региональной структуры на мезозойском этапе развития. Сохраняется достаточно контрастная выраженность к началу раннего мела группы локальных структур в пределах Ащитайпакской и Арыстановской ступеней, на седловинах между прогибами и на Арало-Кызылкумском валу. Это свидетельствует об унаследованном развитии структур по крайней мере до начала нижнего мела. Осложненность локальными структурами западных районов более высокая в сравнении с восточными районами, что может служить косвенным доказательством проявления здесь более активной пликативной тектоники. В целом структурный план нижнемеловых отложений практически аналогичен юрскому, но существенно более выположен. Резюмируя все вышеизложенное можно отметить несколько наиболее важных положений: - сопоставление региональной и зональной структуры по базовым поверхностям Северо-Устюртской системы прогибов и поднятий свидетельствует о том, что коренные перестройки структурных планов на палеозойском и мезозойском этапах не затронули рассматриваемую систему и ограничились сопредельными районами Прикаспийской впадины, Карпинско-Бузачинской, Центрально-Каратауской и Урало-Тобольской складча-тонадвиговых зон; - перечисленные сопредельные тектонически активные зоны оказали определяющее влияние на формирование региональной и зональной структуры региона, создав в нем широкий спектр разноориентированных элементов, образовавших контрастно выраженную клиновидную (треугольную) структуру; - характер залегания доюрских, преимущественно триасовых отложений в совокупности с резкими колебаниями их толщин свидетельствует о высоком размахе тектонических движений в предъюрское, а возможно и в раннеюрское время, что явилось главным фактором высокой структурной расчлененности нижних секций осадочного чехла и заметного сглаживания, ее по мере омолаживания разреза; - о высокой тектонической активности свидетельствует сильная нарушенность всего доюрского разреза, имеющего ярко выраженное блоковое строение; - прогибы занимают менее 50% от общей площади региона и могут быть сгруппированы в две группы: Култукско-Кулажатскую и Самско-Косбулакскую, что в совокупности с особенностями развития могло оказать решающее влияние на формирование нефтегазоносности. Характеристика месторождений и закономерности распределения нефтегазоносности В Казахстанской части Северо-Устюртской НГО выявлено 7 месторождений нефти и газа. Ниже приводится краткая их характеристика. Месторождение Арыстановское Открыто в 1966 г. Приурочено к субширотно ориентированной брахиантиклинали (рис. 101). Доказана нефтеносность средней и верхней юры, представленной переслаиванием песчаных, алевролитовых и глинистых пород. Выявлено 11 продуктивных горизонтов со сложно построенными продуктивными резервуарами из-за высокой рассеянной глинистости и карбонатности (пористость коллекторов 14-16%, проницаемость 1-15 Мд.). Дебиты нефти 1,5-3,0 м3/сут., редко до 33 м3/сут., и только в низах средне-юрского разреза (X, XI, XII горизонты) они достигают в некоторых случаях 150 м3/сут. Плотность нефти 810-840 кг/м3, сера 0,14%, парафин 15-20%. Начальное пластовое давление 27-28 МПа, температура 111°С. Месторождение Каракудук Открыто в 1971 г. Приурочено к слабо нарушенной антиклинальной складке. Доказана нефтеносность средней и верхней юры, где установлено 9 продуктивных горизонтов (рис. 102). Нефтяные залежи пластовые, сводовые, тектонически и литологически экранированные. Песчаные пластыколлекторы характеризуются пористостью 13-24%, проницаемостью 3-20 Мд и эффективными толщинами 9,6-45 м. Плотность нефти 808-866 кг/м3. Начальное пластовое давление 25,3-29,7 МПа, температура 78-11 ГС. Дебиты нефти 25,3-155 м3/сут. на 9 мм штуцере. 149 Месторождение Комсомольское Открыто в 1984 г. Приурочено к слабо нарушенной антиклинальной складке северо-восточного простирания. Доказана нефтеносность келловейского яруса верхней юры, в котором выявлено два горизонта (рис. 103). Залежи пластовые, тектонически и литологически экранированные. Пласты-коллекторы сложены разнозернистыми песчаниками с пористостью 15-17% и проницаемостью 2-38 Мд. Эффективные толщины песчаных пластов 6,6-39,2 м, нефтенасыщенные 1,8-6,3 м. Начальное пластовое давление 31,3-32,9 МПа; температура 99-103°С. Дебиты нефти 33-63 м3/сут. на 5 мм штуцере. Плотность нефти 791 кг/м3, сера в нефти 0,35, парафин 4,9%. Месторождение Култук Открыто в 1978 г. Приурочено к слабонарушенной антиклинальной складке. Доказана нефтеносность верхней и средней юры (рис. 104). Залежи пластовые с элементами литологического экранирования. Пористость песчаников 18%, проницаемость до 40 Мд. Плотность нефти 832 кг/м 3. Нефть содержит серы 0,4%, парафина 2,37%, смол 5,74%. Начальные дебиты нефти 3,5-32,6 м3/сут., пластовое давление 33,4 МПа. Месторождение Шагырлы-Шомышты Открыто в 1966 г. Приурочено к антиклинальной складке с четырьмя сводами (рис. 105). Доказана газоносность кумской свиты верхнего эоцена, представленной слабо сцементированными песками и песчаниками, переслаивающимися с плотными алевролитами и глинами. Газовая залежь пластового, сводового типа с элементами литологического экранирования. Пористость коллекторов 26%, проницаемость 49 Мд, эффективная толщина 8 м. Начальное пластовое давление 4,1 МПа, температура 30°С. Дебиты газа 34-51 тыс.м3/сут. на шайбе 9,6 мм. Содержание метана в газе 86,9-96,4%. Месторождение Базайское Открыто в 1964 г. Приурочено к брахиантиклинальной складке субмеридиональной ориентировки, осложненной двумя сводами (Жаманкоянкулак и Жаксыкоянкулак). Доказана газоносность кумского горизонта верхнего эоцена (рис. 106). Коллектор представлен разнозернистыми песками, песчаниками и алевролитами с пористостью 27,5-37% и проницаемостью 169-725 Мд. Залежи пластовые, сводовые с эффективной толщиной 2,7-9,7 м. Начальное пластовое давление 3,4 МПа, температура 25°С. Дебиты газа 47,0-51,0 тыс.м3/сут. Содержание метана в газе 93-96%. Месторождение Кызылойское Открыто в 1967 г. Приурочено к ненарушенной антиклинальной складке размерами 19x13,5 км и амплитудой 100 м (рис. 107). Доказана газоносность белоглинского и кумского горизонтов верхнего эоцена, где выявлено две основных газовых пачки, литологически приуроченных к алевролитам, переслаивающимся с глинами. Пористость коллекторов достигает в ряде случаев 37%, проницаемость до 40 Мд. Газовая залежь литологически экранирована. Дебиты газа до 93 тыс.м3/сут. на 15 мм шайбе. Пластовое давление 4,8-5,0 МПа, температура 32°С. Содержание метана в газе 84,5-95,5%. Геохимическая характеристика нефтей, генетическая типизация и районирование Нефтегазоносность Устюртской нефтегазоносной области значительно уступает по своим масштабам другим нефтегазоносным районам Западного Казахстана. Здесь установлена продуктивность трех зон, которые территориально разделены. На юго-западном и западном бортах Кулажатского прогиба (Самско-Бейнеуский ПНГР), которые в тектоническом отношении относятся к Култукско-Ирдалинской ступени, выявлены три небольших нефтяных месторождения - Каракудукское, Комсомольское и Арыстановское. На северо-западном окончании ступени на северо-западном борту Култукского прогиба установлено месторождение Култукское. В пределах северного борта Северо-Устюртской системы прогибов выделяются Шомыштинская и Аккулковско-Ба-зайская газоносные зоны. 151 зона литологического замещения коллекторов I контур нефтеносности Накопленные за последние годы данные по геохимии нефтегазоносных комплексов позволяют сделать определенные выводы об условиях генерации углеводородов в осадочном чехле. Имеющиеся данные по составу биомаркеров нефтей разведанных месторождений (Каракудук, Комсомольское, Култук) дают основание для дифференциации источников углеводородов и выделения возможных очагов генерации. Относительно происхождения и положения источников углеводородных газов на месторождениях Аккулковско-Базайской и Чумыштинской зон достоверные геохимические материалы до настоящего времени отсутствуют. Существующие предположения о возможных источниках газов в кайнозое или" палеозое базируются в большей степени на общегеологических сведениях. Общая характеристика нефтей Изученные образцы нефтей связаны с терригенными коллекторами мезозойского возраста. На основании выполненных исследований были выделены два генетических типа нефтей, которые своим происхождением вероятно обязаны двум различным источникам. Возрастной диапазон продуктивности охватывает интервал от триаса до верхней юры. Общая характеристика нефтей Северного Устюрта Месторождение Возраст Плотность, г/см3 Содержание серы, % Каракудук J2bj 0,812 0,06 Каракудук J2a 0,839 0,06 Комсомольское J2cl 0,800 0,09 Комсомольское \ 0,810 0,03 Култук J2cl 0,851 0,39 Култук J2bt 0,843 0,33 J. 0,854 0,30 Култук T 0,854 0,20 Култук T 0,850 0,21 Култук 2 2 154 Плотность исследованных нефтей колеблется от 0.80-0.81 г/см3 на месторождениях Комсомольское и Каракудук до 0.854 г/см3 на месторождении Култук. Определенных закономерностей в изменении свойств не отмечается, можно лишь отметить несколько повышенную плотность Култукских нефтей по сравнению с Каракудукскими, несмотря на близкие и даже несколько большие глубины залегания (рис. 108). В целом, нефти месторождений Северного Устюрта характеризуются низкими концентрациями серы, что свойственно нефтям, генерированным терригенными нефтематеринскими комплексами, формировавшимися в слабовосстановительных или слабоокислительных условиях в сравнительно активной водной среде. По количеству серы нефти могут быть разделены на две группы - с содержанием серы менее 0.1% (месторождения Каракудук и Комсомольское) и более 0.2% - Култук (рис. 109). Групповой состав нефтей рассматриваемых месторождений (рис. 110) характеризуется резким преобладанием насыщенных углеводородов в нефтях месторождений Комсомольское и Каракудук, где их количество составляет более 75%, доля ароматических соединений, как правило, не превышает 20 %. При этом отчетливо можно видеть более высокие концентрации ароматических углеводородов и смолисто-асфальтеновых компонентов в нефтях Култукского месторождения, что, в целом, характерно для нефтей морского генезиса. Генетическая принадлежность нефтей Проведенные в 90-х годах исследования состава биомаркеров нефтей ряда месторождений Северного Устюрта позволили провести дифференциацию в соответствии с генетическими признаками, наследуемыми от исходного органического вещества. Было установлено, что нефти могут быть разделены на две группы, что отчетливо прослеживается по ряду признаков и величинам соотношений различных групп биомаркеров. Эти различия предопределены составом керогена, фациальными признаками материнских толщ, принадлежностью к разновозрастным комплексам или литологическим составом отложений, условиями генерации углеводородов. На Каракудукском месторождении продуктивность установлена в отложениях средней юры, где выявлены нефтяные залежи в породах ааленского, байосского и келловейского ярусов. Комсомольское месторождение содержит скопления нефти в породах келловейского яруса, в которых выделены два продуктивных горизонта. Нефти месторождений Каракудук и Комсомольское обладают многими близкими характеристиками и отнесены к одному генетическому типу. По данным газовой хроматографии они обогащены алканами нормального строения, в том числе длинноцепочечными, которые обусловливают выпуклый характер хроматограммы (рис. 112,1). Такое количественное соотношение нормальных алканов различного молекулярного веса характерно для нефтей, в образовании которых основная роль принадлежала органическому веществу, состоящему преимущественно из остатков высшей растительности, обогащавших кероген материнских пород высокомолекулярными алканами (воски). Для такого типа нефтей свойственно значительное преобладание пристана над фитаном, что обусловливает высокие значения отношения пристан/фитан (до 3.2-3.4). Для нефтей континентального генезиса характерно пониженное содержание изопреноидов относительно н-алканов, что обусловливает невысокие значения отношений пристан/п-С17 и фитан/п-С18 по сравнению с нефтями морского генезиса, которые отличаются повышенными содержаниями изопреноидных углеводородов (рис. 111). Изучение состава тритерпанов показало преобладание гопана С30 над норгопаном С29, повышенные значения тетрациклического индекса (рис. 113). В составе полиароматических УВ фенантрены преобладают над дибензо-тиофенами, что характерно для нефтей, формировавшихся за счет субаквальных континентальных материнских комплексов. На графике Хьюгеса и др. (1985) эти нефти находятся на границе зон озерных осадков, аллювиально-дельтовых образований и углей (рис. 115). На основании этих особенностей состава нефти выделены в самостоятельный тип, названный условно "каракудукским", образование которого связывается с континентальными (озерными ?) материнскими комплексами, обогащенными остатками высшей растительности. На Култукском месторождении установлена нефтегазоносность мезозойских отложений. Анализ состава биомаркеров дает основание для выделения этих нефтей в самостоятельную группу. Хроматограммы нефтей Култукского месторождения имеют характерный вогнутый вид, что свойственно нефтям, генерированным прибрежно-морскими и морскими терригенными (кластическими) отложениями (рис. 112,2). В нефтях такого типа, как уже отмечалось, увеличивается доля ароматических соединений и смолисто-асфальтеновых компонентов, что проявляется в особенностях группового состава. Количество пристана несколько повышено относительно фитана, отношение изменяется в пределах 1.7-1.9. Нефть характеризуется преобладанием гопана С30 над норгопаном С29, средней величиной тетрациклического индекса (рис. 113). Их отличают так же повышенные концентрации дибензотиофена при низком содержании серы (рис. 114), что может подтверждать связь с материнскими комплексами терригенного состава, формировавшимися в морских условиях. На графике, отражающем фациальную принадлежность нефтей по величине соотношения 155 Рис. 112. Типичные хроматограммы нефтей Северо-Устюртского региона,характеризуюшие различные генетические типы. 1 - "каракудукский" тип; 2 - "култукский" тип. дибензотиофенов и фенантренов и содержанию серы (рис. 114), нефти Култукского месторождения попадают в зону морских глин и озерных осадков. Таким образом, имеющиеся геохимические данные позволяют предполагать, что в пределах Северо-Устюртской впадины распространены нефти двух типов, формирование которых происходило: одних - за счет субаквальных терригенных отложений континентального генезиса, других - за счет прибрежно-морских и морских глинистых отложений. Анализ геологических данных об условиях формирования осадочного чехла Култукского и Кулажатского прогибов, в бортовых зонах которых расположены рассматриваемые месторождения, свидетельствует, что в пределах Култукского прогиба осадки, формировавшиеся в мелководных прибрежно-морских и морских (возможно озерных) условиях, можно ожидать в осадочных комплексах верхнего триаса и, возможно, нижней юры. Такие условия существовали только на западе территории, преимущественно в наиболее прогнутых зонах Култукского прогиба. Миграция углеводородов из этих отложений скорее всего происходила преимущественно в вертикальном направлении. Формирование месторождений Комсомольское, Каракудук (а так же Арыстановского), по-видимому, происходило за счет термического преобразования керогена среднеюрских отложений, накапливавшихся в прогнутых зонах Кулажатского прогиба в алювиально-озерных и озерно-болотных условиях. Миграция новообразованных углеводородов вероятно происходила на юг, в сторону более крутого борта - Арыстановской ступени, занимавшей приподнятое положение. Здесь формировались залежи в средне- верхнеюрском продуктивном комплексе. 157 Вероятные нефтегазоматеринские комплексы Различия в величине генерационного потенциала достаточно уверенно можно проследить по степени обогащенности пород органическим веществом (содержанию органического углерода в породах) с учетом его генетического типа, что является отражением благоприятных или неблагоприятных условий накопления исходного органического вещества с высоким или низким потенциалом. Анализ обогащенности пород органическим углеродом, показал, что наиболее высокое среднее содержание органического вещества отмечается в отложениях средне- и раннеюрского возраста, которые достигают средних значений более 2% и 1.81.9% соответственно (рис. 116). В породах, содержащих углистые прослои, содержание органического углерода может достигать 7.0 - 24.2 % (Баранова, Белов, 1973), что отмечается в зонах, которые являлись областями угленакопле-ния. В первую очередь, к таким элементам может быть отнесена Центрально-Мангышлакская, где известны буроугольные месторождения юрского возраста, зоны Байчагырского выступа, Актумсукского поднятия. В этих зонах возрастание содержания органического вещества связано с процессами угленакопления. Другой тип с повышенными концентрациями органического вещества отмечается в районах с прибреж-номорскими или озерными обстановками осадконакопления. В них возрастание доли органических остатков происходит преимущественно за счет увеличения количества аквагенного (сапропелевого или аморфного) органического вещества. Как правило, такие зоны связаны с устойчиво прогибавшимися центральными частями прогибов. Как уже отмечалось, анализ фациального состава и условий накопления юрских отложений свидетельствует о возрастании роли континентальных обстановок в восточном направлении, что предопределяет снижение углеводородного генерационного потенциала в этом направлении. Т.Э.Барановой и Е.В.Беловым (1973) установлено значительное снижение битуминозности среднеюрских отложений до фоновых значений (первые сотые доли процента) в восточных частях Северного и Южного Устюрта (площади Теренкудук, Аламбек, Байтерек, Кокбахты, Шахпахты и др.) и возрастание количества битумоидов в западных районах (Арыстановская, Каракудук и др.). В соответствии с величинами водородного и кислородного индексов отложения юрского возраста содержат смешанное органическое вещество, которое представлено в основном керогеном II и III типов (рис. 117). Представленная диаграмма показывает, что в пределах Северо-Устюртской системы прогибов в юрских отложениях преимущественным распространением пользуется кероген III типа, хотя встречаются и кероген обладающий более низким значением кислородного индекса и приближающийся по этому показателю к керогену I-II типов, хотя по имеющимся данным нельзя сделать однозначных выводов в связи со сравнительно высоким уровнем термической зрелости, что обусловливает и невысокие значения водородного индекса. Особенности катагенеза рассеянного органического вещества Общая тенденция изменения показателя отражательной способности витринита с глубиной показана на рис. 118. Из приведенных данных следует, что на глубинах от 2500м до 4000м, которые соответствуют основному диапазону глубин залегания юрских и верхнетриасовых материнских пород, отражательная способность витринита закономерно возрастает от 0.6-0.7% до 1.0-1.1%, что соответствует главной зоне генерации жидких углеводородов. В настоящее время породы юрского возраста находятся на стадии активной генерации жидких углеводородов (рис. 118), однако они не достигли еще стадии образования конденсатов и углеводородных газов. Можно предполагать, что триасовые отложения находятся на более высоких этапах катагенеза, соответствующих зоне термически зрелых легких нефтей и конденсатов, но конкретные данные по породам этого возраста отсутствуют. Общий уровень величин современных геотермических градиентов составляет (по данным Ж.С. Садыкова и др., 1977) для районов северо-западного обрамления Северо-Устюртской системы прогибов от 2.45 до 158 3.5°С/100 м на глубинах от 0.5 до 4.0 км. С возрастанием глубины величина рассчитанных геотермических градиентов снижается, составляя в среднем 2.45°С/100 м. В северо-восточных районах величина геотермических градиентов возрастает и достигает средней величины 2.9°С/100 м. В юго-восточных районах Северного Устюрта (в пределах Узбекистана) величина геотермического градиента еще более возрастает до средней величины 3.45°С/100 м. Ограниченные геотермические данные по северозападным районам Северного Устюрта позволяют отметить возрастание палеотемператур на близких глубинах от Прорвинской зоны Прикаспийской впадины к Кызан-Токубайскому валу (Горшков, Волкова, 1981). В пределах площадей Култук и Мурынсор зафиксирован подъем палеоизотермы 900°С до подошвы нижнемеловых отложений, что свидетельствует об оптимальных геотермических условиях нефтеобразования в отложениях юры и верхнего триаса. Южнее, на площади Кырын такой уровень палеотемператур отмечен для отложений на глубинах около 1500 м. Рис. 116. Содержание органического углерода В депрессионных зонах восточной части Северв мезозойских и палеозойских отложениях ного Устюрта можно предполагать близкую катагенеСеверо-Устюртской впадины. тическую зональность мезозойских отложений, которая соответствует уровню главной фазы образования углеводородов на глубинах от 2000 - 2500 м до 4 км. Таким образом, можно отметить, что юрские и верхнетриасовые отложения имеют необходимый уровень зрелости для генерации жидких углеводородов. Образования раннемелового возраста только в нижней части достигли зоны генерации углеводородов ("нефтяного окна"), тогда как большая часть имеет недостаточный уровень зрелости. Проведенный анализ позволяет высказать следующие соображения: - Образование нефтяных скоплений в пределах Северо-Устюртской системы прогибов и поднятий происходило за счет реализации генерационного потенциала различных по возрасту и фациальному составу нефтематеринских комплексов. Это проявляется в различном составе реликтовых углеводородных соединений - биомаркеров. В пределах Северо-Устюртского региона на основании различий в составе реликтовых УВ выделены два генетических типа нефтей: - Для нефтей, выявленных в западной части Северного Устюрта (месторождение Култук), наиболее вероятным нефтематеринским комплексом является раннемезозойский, в составе которого основной генерационный потенциал имели отложения позднетРис. 117. Характеристика типов рассеянного риасово-раннеюрского терригенного прибрежноорганического вещества по соотношению кислородного морского комплекса, распространенного и имеющего, и водородного индексов. согласно геолого-геофизическим данным, достаточно большие мощности (до 1000м) в пределах Култукского прогиба. Породы среднего и нижнего триаса, представленные преимущественно красноцветными разностями с прослоями туфогенных пород, имеют значительно более низкие концентрации РОВ и практически не обладали генерационным потенциалом; - Нефти месторождений Комсомольское, Каракудук (в эту группу должно быть отнесено и Арыстанов-ское), имеющие признаки "континентального" происхождения, по своим характеристикам и составу биомарке159 ров сопоставляются с материнскими терригенными комплексами среднеюрского возраста, накопление которых происходило в континентальных субаквальных обстановках (аллювиально-озерные, реже прибрежные фации) и которые характеризуются преимущественным развитием органического вещества, обогащенного остатками высшей растительности; - Возможные нефтегазоматеринские комплексы могут иметь преимущественное распространение лишь в ограниченных зонах, совпадающих с центральными частями депрессий, которые в палеогеографическом отношении могли соответствовать полуизолированным водоемам озерного типа, благоприятным для накопления органических остатков. В эти же зоны в первую очередь проникали морские воды в периоды трансгрессий, создавая полуизолированные относительно мелководные бассейны с ограниченной циркуляцией вод; - В восточном направлении происходило замещение нефтепроизводящих комплексов юрского возраста с ограниченным потенциалом газопроизводящими, что позволяет ожидать преимущественную газоносность мезозойских образований на востоке региона в пределах локальных структур в бортовых частях депрессионных зон; - Суммарный генерационный показатель, учитывающий мощность производящих отложений, наиболее значителен у среднеюрских и позднетриасовых пород; - Нефтематеринские породы имеют достаточный уровень термической зрелости. Они достигли главной зоны генерации нефти (среднеюрские) и начальной зоны образования конденсатов и газов (поздний триас); - Анализ генерационных возможностей мезозойских образований показывает, что как юрские, так и триасо вые отложения Северного Устюрта обладают в целом ограниченным по величине потенциалом в связи с неболь шой суммарной мощностью материнских пород, небольшим стратиграфическим диапазоном, а так же ограничен ной площадью распространения. Закономерности пространственного размещения месторождений нефти и газа Особенности геологического строения и нефтегазоносности осадочного чехла Северо-Устюртской системы прогибов и поднятий позволяют высказать некоторые соображения об основных факторах контроля нефтегазоносности. К таким факторам относятся рассмотренные литологические и структурно-тектонические. С позиций наличия в разрезе толщ-резервуаров и толщ флюидоупоров регион характеризуется положительно, так как практически во всех секциях осадочного чехла имеются песчаные и алевролитовые пласты-коллекторы, которые даже с учетом отмеченных колебаний емкостно-фильтрационных свойств все же являются удовлетворительными резервуарами. Применительно к основной юрской продуктивной толще важное значение имеет установленное ухудшение параметров коллекторов в западных и центральных районах при явном улучшении их в восточных районах. Наличие в разрезе чехла надежных региональных, зональных и локальных флюидоупоров при благоприятных сочетаниях коллекторов и покрышек также является благоприятным фактором для контроля нефтегазоносности. Очевидно, что региональная нефтегазоносность здесь контролируется региональной келло-вей-оксфордской покрышкой, а зональная и локальная - набором соответствующих флюидоупоров внутри продуктивных толщ. 160 Убедительным примером важной роли зональных флюидоупоров в формировании и сохранении залежей является олигоценовая глинистая покрышка в восток-северо-восточных районах, которая обеспечивает сохранность ряда газовых месторождений на глубинах 300-500 м. Намечаются, хотя и довольно укрупненные, площадные закономерности распределения месторождений по фазовому состоянию углеводородов. Западные районы являются нефтяными, северо-восточные характеризуются наличием сухих метановых газов, а восток-юго-восточные в пограничных районах Узбекистана содержат газоконденсатные месторождения. Указанная закономерность находит достаточно убедительное геохимическое объяснение. Ясно просматривается структурно-тектонический контроль нефтегазоносности. Все выявленные месторождения приурочены к ступеням, зонам поднятий и моноклиналям, расположенным по периферии крупных систем прогибов. Структурные элементы и локальные структуры раннего времени заложения и непереформированные на протяжении платформенного этапа представляют первоочередной интерес для поисков месторождений нефти и газоконденсата в юрской толще. Выявленные закономерности должны учитываться при районировании территории по степени перспектив нефтегазоносности и в практической работе по поискам новых месторождений углеводородов. Нефтегазогеологическое районирование Северо-Устюртская система прогибов и поднятий с учетом особенностей геологии и нефтегазоносности в сравнении с сопредельными регионами при нефтегазогеологическом районировании всегда рассматривалась в качестве самостоятельной нефтегазоносной области. В пределах области выделялись единичные районы и зоны нефтегазонакопления, в основу обоснования которых был заложен комплексный анализ структурных, литологических, геохимических и других показателей. С учетом того факта, что основные геологоразведочные работы здесь были свернуты в конце 70-х годов, принятое к тому времени нефтегазогеологическое районирование остается до настоящего времени без особых изменений. Обычно выделяется Самско-Бейнеуский или Култукско-Ирдалинский нефтегазоносный район с КултукскоАрыстановской НГЗ, а также Косбулакский или Ащитайпакский газоносный район с Чумыштинской ГЗ и Аккулковско-Базайской ГЗ. В качестве пограничной перспективно-газоносной зоны рассматривается Арало-Кызылкумский вал (рис. 119). Наряду с перечисленными районами и зонами по нашему мнению целесообразно выделить Куаныш-Ургинскую газоносную зону, целиком расположенную на территории Узбекистана. По величине нефтегазового потенциала Северо-Устюртская НГО является наиболее бедной среди осадочных бассейнов Западного Казахстана. Анализ геологических особенностей осадочных бассейнов Западного Казахстана с целью выяснения закономерностей распределения нефтегазоносности создает основу для ряда принципиальных соображений. Распределение нефтегазоносности здесь контролируется строго определенными факторами, главными из которых являются очаговая генерационная система и её дифференцированный углеводородный потенциал, а также очевидный структурный и литологический контроль нефтегазоносности на региональном, зональном и локальном уровнях, обусловленный особенностями развития осадочных бассейнов. Совокупность указанных факторов обеспечила приоритетное положение западных бассейнов по нефтегазовому потенциалу среди других бассейнов Республики. Ведущая роль Западного Казахстана по величине потенциальных ресурсов углеводородов не изменится ни в ближайшей, ни в далекой перспективе и этот факт следует учитывать при решении вопросов стратегии развития нефтегазовой отрасли. Другим важным соображением, обоснованным проведенным анализом, является подтверждение высказываемой нами ранее точки зрения о изменившейся ситуации в нефтегазовой отрасли, при которой вероятность новых крупных открытий нефти и газа может однозначно связываться только с Казахстанским сектором Каспийского моря. Вероятность выявления месторождений на суше Западного Казахстана сохраняется, главным образом, в Прикаспийской впадине, но масштабы прогнозируемых новых открытий не могут быть сопоставимы с открытиями в акватории Каспия. С нашей точки зрения этот вывод также имеет важнейшее значение для объективной оценки ситуации в нефтегазовой отрасли. 161 ЧАСТЬ 2 - ВОСТОЧНЫЙ КАЗАХСТАН АРАЛО-ТУРГАЙСКАЯ НЕФТЕГАЗОНОСНАЯ ПРОВИНЦИЯ Арало-Тургайская НГП включает в себя Аральскую и Тургайскую нефтегазоносные области, приуроченные к одноименным осадочным бассейнам. Оба бассейна характеризуются неравномерной степенью изученности по площади и разрезу, что в ряде случаев предопределяет условность представлений об особенностях их геологического строения и перспектив нефтегазоносности. Ниже приводится краткая характеристика бассейнов, основанная на накопленных геолого-геофизических материалах. Аральская нефтегазоносная область Аральская НГО в геологическом отношении связана с одноименным осадочным бассейном размерами 440x100x210 км и общей площадью около 80 тыс. км 2. На севере и север-северо-востоке бассейн ограничен Иргизской седловиной и Нижнесырдарьинским сводом; на юге - Центрально-Устюртской системой дислокаций; на западе краевым его элементом является Ара-лоКызылкумская система поднятий с субмеридиональной сетью нарушений. Основная часть Аральского бассейна расположена под водами Аральского моря и относится к юрисдикции Казахстана и Узбекистана. Геолого-геофизические работы регионального и поискового характера начали проводиться здесь с 60-х годов, в том числе в Аральском море с 70-х годов. Работы проводились эпизодически, при этом наибольшую ценность имеют выполненные в последние 10 лет сейсмические исследования МОГТ, в том числе на лицензионных участках Японской Национальной Нефтяной Компании (ЯННК). В пределах бассейна пробурен ряд глубоких скважин (Куландинская 1-П, Сев. Аральская 1-П, 2-П, Кызыл Тюбинская 1-П, 2-Г; Косказахская 1-Г, Досанская 1-Г, 2-Г, Тунгуруксорская 1-Г, Чокусинская 2-П). Выполненные объемы геолого-геофизических работ позволяют составить достаточно надежные представления о геологии рассматриваемой нефтегазоносной области. Ниже приводятся соображения об особенностях геологического строения и перспективах нефтегазоносности Аральской НГО. Литолого-стратиграфическая характеристика разреза С учетом особенностей геологического строения Аральского осадочного бассейна здесь можно выделить три типа разрезов: Западно-Аральский, Центрально-Аральский и Восточно-Аральский. Первый из них характеризует Арало-Кызылкумскую систему поднятий, второй - Аральский прогиб и третий - Восточно-Аральский склон. Единичные данные бурения имеются только по первому и третьему типам разрезов. Второй тип разреза целиком основан только на сейсмических материалах. Западно-Аральский тип разреза основан на материалах бурения скважин в Северном Приаралье (Куланды П-1, Тунгуруксор Г-1, Северо-Аральская П-1 и П-2. Домезозойская часть разреза входит здесь в состав гетерогенного фундамента и представлена базальтовыми порфиритами, углисто-серицитовыми сланцами, амфиболитами, гнейсами, а в самой верхней части - конгломератами, гравелитами и песчаниками палеозойского возраста (рис. 120). Отложения верхней перми - среднего триаса сложены пестроцветными терригенными континентальными образованиями, фациально тесно связанными с сероцветной толщей верхов палеозойского комплекса. Предполагается, что эта толща переслаивания аргиллитов, алевролитов, песчаников и конгломератов может достигать мощности 3 км и более. Породы крайне слабо метаморфизованы и заметно не дислоцированы. Мезозой-кайнозойские отложения образуют платформенный чехол. В составе чехла выделяются верхнетриасовые, нижнеюрские, средне-верхнеюрские, нижне-верхнемеловые и палеогеновые отложения (рис. 120). Верхнетриасово-нижнеюрские породы представлены сероцветными аргиллитами и алевролитами с прослоями песчаников. Для всей толщи характерны повышенные концентрации обугленных органических остатков, в том числе угольных прослоев. Мощность её возрастает в сторону Аральского прогиба, где она обычно рассматривается в качестве основной генерационной толщи для всего Аральского бассейна. Вышележащая средневерхнеюрская часть разреза по характеру литологии четко подразделяется на две секции: среднеюрс-кокелловейскую терригенную, представленную чередованием пластов и пачек сероцветных глин, песчаников и алевролитов, а также оксфорд-кимериджскую терригенно-карбонатную (аргиллиты, доломиты, известняки) общей мощностью до 250 м. Первая секция - это толща с доказанной газоносностью в Узбекской части Аральского бассейна, вторая - региональная покрышка для всего бассейна. 163 Меловые отложения мощностью до 1350 м представлены толщей преимущественно серых терригенных пород с редкими прослоями углей и карбонатных пород, а в своей верхней турон-маастрихтской части - преимущественно известняками, мергелями, карбонатными глинами и алевролитами. Палеогеновые отложения, мощностью до 500 м, выполнены серыми и коричнево-серыми глинами с алевролитами, песками и подчиненными прослоями известняков и песчаников. Разрез в целом характеризуется широким развитием песчаных и песчано-алевролитовых коллекторов с хорошими и удовлетворительными емкостно-фильтрационными свойствами, наличием региональной верхнеюрской покрышки, а также зональными и локальными флюидоупорами в юре, мелу и палеогене. Центрально-Аральский тип разреза по геофизическим данным близок описанному выше и основным отличием будут здесь только увеличенные мощности мезокайнозойской части осадочного чехла, в том числе, что особенно важно, нижнеюрской секции, которая рассматривается в качестве основной генерационной толщи. Восточно-Аральский тип разреза основывается на материалах бурения Косказахской группы структур. На глубинах 1200-1900 м здесь вскрыты андезитовые порфириты, серые и темно-серые аргиллиты, алевролиты и песчаники палеозойского возраста, относимые к каменноугольно-пермскому времени (рис. 121). Мезокайнозойские отложения присутствуют в объеме средней-верхней юры, нижнего-верхнего мела и палеогена. Среднеюрские отложения с максимальной мощностью до 350 м представлены серыми и темно-серыми алевролитами, глинами и песчаниками. В основании разреза отмечается слой грубозернистых песчаников с галькой кварца, кремня и эффузивных пород. Выше по разрезу в породах установлено обильное содержание обугленной растительной органики. Верхнеюрские отложения по литологическому составу аналогичны другим районам бассейна и за исключением келловейского яруса выполняют роль региональной покрышки. В целом юрские отложения распространены не повсеместно и выклиниваются в восточном, северо-восточном и северном направлениях рассматриваемой зоны. Меловые отложения распространены повсеместно и представлены своими нижним и верхним отделами. За исключением турон-маастрихтской части разреза, сложенной преимущественно сероцветными мергелями, песчаниками и мергелевидными глинами, остальная часть мелового разреза представлена переслаиванием пестроцветных глин, алевролитов и песчаников с их коричнево-красными и серыми разностями. Суммарная мощность меловых отложений достигает 1100 м. Палеогеновые отложения, мощностью до 330 м, состоят из серых мергелей, карбонатных глин, песков и алевролитов морского генезиса. Таким образом, разрез осадочного чехла Аральского бассейна может быть отнесен к категории благоприятных с точки зрения наличия в нем толщ-резервуаров с хорошими емкостно-фильтрационными параметрами и надежных толщ-покрышек. Сейсмогеологическая характеристика В разрезе рассматриваемого осадочного бассейна выделяется пакет сейсмических отражающих горизонтов, которые прослеживаются по площади с различной степенью достоверности. Весь пакет включает в себя снизу вверх базовые горизонты "б", V, IV, III, II и I. Горизонт "б" следится фрагментарно и вызывает наибольшие дискуссии при его стратиграфической привязке. Широко распространенной является точка зрения о том, что этот горизонт связан с поверхностью размыва палеозойских (доверхнепермских ?) отложений. Горизонт V является одним из наиболее четко прослеживаемых практически по всей площади исследований и стратиграфически приурочен к подошве юры. На участках развития увеличенных толщин нижней юры и сероцветного верхнего триаса горизонт фактически картирует подошву нижнеюрско-верхнет-риасовой толщи. Горизонт III также является базовым и стратиграфически относится к подошве нижнемелового комплекса. Степень прослеживаемости горизонта наиболее высокая не только в рассматриваемом осадочном бассейне, но и в прилегающих районах, что облегчает изучение региональной структуры мезозойских отложений огромных сопредельных территорий. Горизонты II и I прослеживаются менее устойчиво, что полностью связано с особенностями строения и площадного развития верхнемеловых отложений. Горизонт II стратиграфически относится к подошве нижнемеловых, а I - к подошве палеогеновых отложений. Весь пакет отмеченных отражающих горизонтов обычно используется при решении задач структурнотектонического и нефтегазогеологического районирования по конкретным частям разреза осадочного чехла. 165 Краткая структурно-тектоническая характеристика Представления о структурно-тектонических особенностях Аральского бассейна основаны на структурной схеме поверхности фундамента, полученной в результате комплексной интерпретации геолого-геофизических данных, а также на структурных картах по подошве юры и подошве нижнемеловых отложений. Несмотря на значительную условность схемы поверхности фундамента, она дает общие представления о мощности осадочного чехла, в том числе его нижних секций (ниже уверенного горизонта V). Структурные карты по III и V отражающим горизонтам характеризуются высокой степенью достоверности, которая позволяет установить структурные особенности осадочного чехла по элементам разного ранга - от региональных до локальных. В пределах рассматриваемого бассейна по подошве юры четко выделяются три крупных структурных элемента: Арало-Кызылкумская система поднятий, Аральский прогиб и Восточно-Аральский склон (рис. 122,123,). Эти же элементы с некоторыми морфологическими отличиями прослеживаются по нижнемеловым отложениям. Арало-Кызылкумская система поднятий ориентирована в меридиональном направлении, имеет протяженность около 300 км при ширине 10-15 км и амплитуде на отдельных участках до 400 м. Она является крайним западным структурным элементом Аральского бассейна, граничащим с Северо-Устюртской системой прогибов и поднятий. Ряд исследователей в последние годы рассматривает эти два бассейна в качестве единой СевероУстюртско-Аральской системы прогибов и поднятий. Арало-Кызылкумская система поднятий характеризуется резкой дифференциацией строения осадочного чехла в поперечных сечениях по всей своей протяженности, а также различными плановыми соотношениями юрского и доюрского разреза. В северной части наиболее четко просматривается надвиговая природа формирования этой системы с удовлетворительным плановым соответствием поверхности палеозоя с перекрывающими юрскими комплексами. Западная, поднадвиговая часть, характеризуется резко увеличенными мощностями пермотриасового комплекса и несоответствием структурных планов поверхности палеозоя с мезозойскими отложениями. В центральной части Арало-Кызылкумской системы наблюдаются элементы широтной ориентировки, осложняющей общую её меридиональную ориентацию. Представляется обоснованным рассматривать формирование Арало-Кызылкумской системы в результате надвигово-сдвиговых процессов, проявившихся особенно контрастно в предъюрское время и на палеогеновом этапе. С востока к Арало-Кызылкумской системе примыкает Аральский прогиб с наиболее глубоко погруженной центральной зоной, узкой северной центриклиналью и широкой, близкой к изометричной, южной частью. Восточное ограничение бассейна представлено широкой (до 100 км) и протяженной (до 400 км) моноклиналью, осложненной на юге широко развитой системой разломов, приразломных ступеней и многочисленными антиклинальными складками. Указанная моноклиналь выделялась в качестве Восточно-Аральского склона во всех исследованиях перспектив нефтегазоносности Аральского бассейна, выполняемых в предыдущие годы. Таким образом, структурная дифференциация осадочного чехла представляется достаточно контрастной для целей структурно-тектонического районирования и выделения в пределах рассматриваемого бассейна крупных положительных и отрицательных структурных элементов. Нефтегазоносность, геохимические и гидрогеологические параметры осадочного чехла В рамках принятых границ Аральского бассейна месторождения углеводородов к настоящему времени не выявлены. В прилегающих с запада районах Северо-Устюртской системы прогибов и поднятий имеется ряд месторождений - Базайское, Куанышское, Ургинское и Каракудукское (Узб.) с продуктивностью палеогеновых, верхне-среднеюрских и каменноугольных отложений. Часть из них описана в предыдущих разделах настоящей объяснительной записки. В ряде пробуренных глубоких скважин, а также в гидрогеологических скважинах в пластовых водах отмечались интенсивные газопроявления из юрских и меловых отложений. Газ по составу углеводородный с содержанием метана до 93%, этана 1,35%, углекислоты до 3,4%. Имеются также данные о том, что в 1990 г. из ранее пробуренной скважины 2-Г Кызыктобе из отложений нижней юры отмечен самоизлив пластовой воды с пленками нефти. Геохимические исследования пород осадочного чехла в пределах Казахстанской части Аральского бассейна проводились в крайне ограниченных объемах только по юрско-нижнемеловой секции, где содержание органического вещества колеблется от 0,4% в нижнем мелу до 1,7% в юре. Из-за крайней ограниченности данных практически все исследователи привлекают в качестве аналогий характеристики разреза сопредельных территорий, хотя это, с нашей точки зрения, далеко не всегда полностью оправдано. Все же можно предполагать, что в качестве нефтегазоматеринских пород следует рассматривать нижнесреднеюрскую толщу, особенно в глубоких частях Аральского прогиба. Этот прогиб следует отнести к наи- жены структурные, литологические и гидрогеологические параметры с единичными геохимическими данными. По этим параметрам в качестве наиболее вероятного в бассейне выделяется Центрально-Аральский перспективно-нефтегазоносный район (ПНГР), структурно приуроченный к Арало-Кызылкумской системе поднятий (рис. 124). Прогнозируется, что в пределах Казахстана здесь могут быть выявлены газовые залежи в средне-верхнеюрской, нижнемеловой и, вероятно, в палеогеновой толще. Тургайская нефтегазоносная область Тургайская нефтегазоносная область связана с одноименным осадочным бассейном, занимающим крайнее западное положение в системе осадочных бассейнов Восточного Казахстана. Территория Тургайской НГО характеризуется достаточно дифференцированным геологическим строением, что всегда являлось основанием для подразделения её на районы Северного и Южного Тургая. Граница между Северным и Южным Турга-ем обычно проводилась по Мынбулакской седловине (рис. 124). 1тнесеся как 7л, от- шо на-i поло- Нефтегазоносные области (НГО), районы (НГР), зоны (НГЗ) и месторождения Ш.А. Аральская НГО Ш.а. Центрально-Аральский ПНГР Ш.Б. Тургайская НГО Ш.б Центрально-Тургайская ПНГР Ш.31. Жиланчикская ПНГЗ Ш.в. Южно-Тургайский НГР 111.32. Арыскумская НГЗ Ш.ЗЗ. Аксайская НГЗ Ш IH.35. Табак-Булакская ПНГЗ . 3 Месторождения Арало-Тургайской НГП 4 181 - Кумколь . 182- Майбулак А 183 - Кзылкия щ 184-Кенлык и 185 - Арыскум с 186 - Нуралы а 187 - Аксай 188й Дощан 189с Акшабулак 190к Коныс а 191 - Бектас я 192 - Ашисай Н 193 - Арысское Г Рис. 124. Схема нефтегазоносности ЗАрало-Тургайской нефтегазоносной провинции (НГП). 169 Степень изученности рассматриваемого осадочного бассейна крайне неравномерная. В северных районах поисковые работы на углеводородное сырье проводились в 1959-1960, 1964-1972 годах и после этого были фактически прекращены. В южных районах поисково-разведочные работы особенно интенсивно проводились с 1984 г. после аварийного фонтанирования нефтью скважины 1-Кумколь из неокомских отложений. Геофизические и буровые работы резко сократились в объемах в 1991 г., но к этому времени здесь уже было открыто большинство известных к настоящему времени наиболее крупных нефтяных и газонефтяных месторождений. Достигнутый уровень геологогеофизической изученности позволил составить детальные представления об особенностях геологии и нефтегазоносности южных районов. Что касается северных районов, то изученность их палеозойской части остается крайне низкой, что вносит в оценку перспектив нефтегазоносности значительный элемент условности. Ниже рассматриваются особенности геологического строения и нефтегазоносности этих двух районов с учетом изложенных выше соображений о геолого-геофизической изученности. Северо-Тургайский район Указанный район занимает около 70% территории Тургайского осадочного бассейна. С запада он ограничен Уральской складчатой системой, с востока - Кокшетауским массивом, с юга - Мынбулакской седловиной. Четкой северной границы бассейна нет, так как здесь он раскрывается в пределы Северо-Казахстанской моноклинали, образуя с ней фактически единую геологическую структуру. Ниже приводится краткая геологическая характеристика района, основанная на имеющихся геологогеофизических материалах. Литолого-стратиграфическая характеристика разреза В пределах рассматриваемого района развиты образования нижнего и верхнего палеозоя и мезокайно-зоя, залегающие на протерозойском фундаменте. Додевонские комплексы пород интенсивно дислоцированы, образуя верхний структурный ярус фундамента. Протерозойские отложения изучены в обнажениях по бортовым обрамлениям и отдельным выступам внутри рассматриваемого района, а также по единичным скважинам. Цитологически они представлены интенсивно рассланцованными амфиболитами, амфиболитовыми сланцами, гнейсами, кристаллическими сланцами. В центральных частях бассейна присутствуют единичные прослои мраморов и углеродистых сланцев. Отложения девон-пермского возраста, сложенные вулканогенными, терригенными и карбонатными породами, принимаются в качестве квазиплатформенного комплекса. Эта часть разреза подразделяется на три секции: нижнюю вулканогенно-терригенную, включающую в себя дофаменскую девонскую толщу; среднюю, фаменскосерпуховскую, карбонатно-терригенную, заполняющую линейные грабены; верхнюю, объединяющую среднекаменноугольно-пермские, преимущественно красноцветные отложения (рис. 125, 126). Нижняя, дофаменская девонская секция, имеет достаточно широкое распространение в пределах Севе-роТургайского района. Она представлена андезит-базальтовыми и липарит-дацитовыми вулканитами с красноцветными терригенными толщами. По литологическим особенностям разреза территория распадается на три зоны: Западно-Тургайскую; Центрально-Тургайскую; Ишим-Восточно-Тургайскую. В пределах Западно-Тургайской зоны данный комплекс отложений расчленяется на три толщи: вулканогенную нижнего-среднего девона; вулканогенно-терригенную среднего девона; карбонатно-терригенную среднего-верхнего девона. По характеру пространственных изменений литологического состава данная зона распадается, в свою очередь, на две подзоны - Валерьяновскую и Западно-Боровскую. В первой вулканогенная толща нижнего-среднего девона представлена туфами, лавами и туфолавами розовато-фиолетовыми, серыми с подчиненными прослоями андезито-дацитовых, андезитовых и базальтовых порфиритов темно-зеленых и темно-серых. В Западно-Боровской подзоне преобладают игнимбриты липаритового состава. Мощность ее оценена в 1000 м. Вулканогенно-осадочная толща среднего девона сложена континентальными красноцветными слоистыми туффитами, туфопесчаниками, алевролитами, конгломератами, песчаниками и алевролитами с маломощными прослоями известняков, доломитизированных известняков и доломитов. Общая ее мощность изменяется от 700 до 1300 м. Карбонатно-терригенная (в Валерьяновской подзоне) и карбонатная (в Западно-Боровской подзоне) толща живетского яруса среднего девона и франского яруса верхнего девона представлена соответственно темно-серыми известняками с прослоями песчанистых сланцев и туффитов и органогенно-детритовыми известняками с редкими прослоями доломитов, песчаников, аргиллитов. На востоке в основании толщи залегает 50 м пачка терригенных пород. Мощность толщи 500-650 м. 170 В Центрально-Тургайской зоне девонские вулканогенно-терригенные отложения перекрыты мезозойскими породами и изучены в разрезах скважин. Представлены они (снизу вверх) тремя литологическими толщами: басбекской (нижнего девона) - андезито-базальтовой; сарысайской (нижнего-среднего девона) - туфоигнимбритовой; казанбасской (среднего-верхнего девона) - вулканогенно-осадочной. Последняя имеет более широкое распространение при практически равном соотношении в разрезе осадочных и вулканогенных пород. Необходимо отметить, что на востоке зоны в разрезе данной толщи преобладают осадочные комплексы. В целом мощность их разреза оценивается в 1400-2000 м. В пределах Ишим-Восточно-Тургайской зоны девонские дофаменские отложения в основном залегают под чехлом более молодых осадков, выходя на поверхность лишь на крайнем востоке в Приишимье. Девонские образования данной зоны распадаются на две толщи: вулканогенно-осадочную нижнего-среднего девона и осадочную верхнего девона. Необходимо отметить, что нижне-среднедевонские вулканиты распространены ограниченно и преимущественно в Приишимье, где они сложены щелочно-базальтоидны-ми образованиями. Вулканогенно-осадочные комплексы имеют здесь трехчленное строение за счет 800-1200 м толщ вулканогенных пород (порфириты туфы, лавобрекчии). Общая мощность девонских отложений здесь составляет от 3500 до 4100 м. Средняя секция фамен-нижнекаменноугольного возраста широко распространена в Северном Тур-гае. Детально эти отложения исследованы в обнажениях Приишимья, а в отдельных его частях также при разведке железорудных месторождений и нефтепоисковых работах. В пределах Валерьяновской и Западно-Боровской подзон в их разрезах выделены терригенно-карбонатные толщи фаменского яруса верхнего девона и тернейского яруса нижневизейского подъяруса нижнего карбона, вулканогенная валерья-новская серия среднего визе-серпуховского яруса и карбонатная толща среднего визе-серпуховского яруса. В Центрально-Тургайской и Ишим-ВосточноТургайской зонах данная секция разреза сложена тер-ригенно-доломито-известняковой серией верхнего девона, терригенно-карбонатными отложениями турне-нижнего визе, а также карбонатно-терригенными толщами среднего визе-низов среднего карбона. Терригенно-карбонатные отложения Валерьяновской подзоны, мощностью до 3200 м, подразделяются на нижнюю туфогенно-карбонатную толщу нижнего турне и верхнюю терригенно-карбонатную верхнего турне-нижнего визе. Нижняя толща в районе Соколовского и Адаевского железорудных месторождений сложена переслаивающимися вулканомиктовыми песчаниками и алевролитами, известняками доломитизированными и органогенно-детритовыми с редкими прослоями лав и туфов андезитового и андезито-базальтового состава, туфоалевролитов и углистых аргиллитов. В верхней толще в Валерьяновской подзоне в разрезе присутствуют песчано-глинистые отложения с прослоями известковистых аргиллитов и глинистых известняков. В восточной половине Западно-Боровской подзоны они замещаются темно- и светло-серыми глинистыми и органогенно-детритовыми известняками с прослоями туфов и вулканомик-товых песчаников. Общая мощность андезито-терригенно-карбонатных отложений колеблется от 1800 до 4500 м. Верхняя секция, объединяющая среднекаменноугольно-пермские отложения распространена достаточно широко. Цитологически она выражена пестроцветными и красноцветными континентальными отложениями. В западной части Тургайского прогиба по обнажениям р. Тобол, Давыдовского, Соколовского и Канарского железорудных месторождений отложения среднего карбона сложены красно-коричневыми, серовато-коричневыми, зеленовато-серыми туфо- и вулканомиктовыми конгломератами, песчаниками и алевролитами, переслоенными порфиритами, лавобрекчиями, туфами и туффитами. Мощность их более 2300 м. Верхнекаменноугольные отложения отличаются от среднекаменноугольных отсутствием в разрезе эффузивов и представлены кирпичнокрасными, коричневато-вишневыми песчаниками, конгломератами, гравелитами с прослоями алевролитов и редко известковистых аргиллитов. Мощность их составляет более 1400 м. Пермским образованиям характерна зеленоватосерая окраска, прослоями переходящая в голубовато-серую, серую и коричневую. Цитологически они выражены полимиктовыми терригенными породами (алевролиты, песчаники, реже аргиллиты) с обилием растительных остатков и карбонатных конкреций. Иногда в низах разреза отмечаются прослои мергелей и известняков. Мощность достигает 1000 и более. Триасовые отложения в Тургайском прогибе известны лишь в пределах Убаганской зоны, где они подразделяются на туринскую серию, вишневскую и карашиликскую свиты. Туринская серия, относящаяся по возрасту к раннему триасу, сложена эффузивами, чередующимися с пачками осадочных пород. Эффузивы представлены преимущественно базальтами, меньше оливиновыми долеритами. Они относятся к трещинным излияниям и образуют мощные покровы, распространяющиеся на огромные площади. Осадочные породы серии - алевролиты и аргиллиты, содержащие примесь сапропелевого материала, свидетельствующего о накоплении их в обстановке озерного водоема, имеют подчиненное значение. Мощность туринской серии достигает 1000 м. Вишневская свита, являясь возрастным аналогом туринской серии, распространена в северо-восточной 172 части Убаганской зоны в основании угленосной толщи Карашиликского, Былкулдакского, Бурлукского и УзынкольКуприяновского угольных месторождений. Свита представлена разногалечными, иногда валунными, плохо отсортированными конгломератами и брекчиями, чередующимися с гравелитами и песчаниками. Реже наблюдаются алевролиты и аргиллиты. Окраска пород красно-бурая, в верхней части зеленовато-серая. Мощность свиты не превышает 500 м. Карашиликская свита с размывом залегает на разнообразных породах палеозоя и допалеозоя и перекрывается палеогеновыми и четвертичными отложениями. Представлена преимущественно алевролитами и аргиллитами с маломощными, иногда достигающими промышленного значения, пластами угля и пачкой желтоватых, зеленовато-серых песчаников, гравелитов и конгломератов в основании. По литологическому составу четко подразделяется на две подсвиты. Нижняя преимущественно грубообломочная и верхняя - тонкозернистая с пластами углей. Возраст свиты определяется позднетриасовым. Мощность 600 м. Юрские отложения в рассматриваемом регионе не имеют сплошного распространения и приурочены к определенным зонам. В Убаганской зоне они расчленяются на пять свит: черниговскую и кушмурунскую (нижняя юра), караганскую и дузбайскую (нижняя-средняя юра) и коскольскую (верхняя юра). Черниговская свита представлена чередующимися слоями конгломератов, гравелитов, песчаников и алевролитов. Среди алевролитов иногда размещаются прослои и линзы углистых аргиллитов и углей. Цвет пород серый, но в основании разреза они окрашены в зеленовато-серую или красновато-коричневую окраску. Мощность свиты изменяется от 0 до 150-200 м. Кушмурунская свита представляет собой нижнюю угленосную свиту Тургайского угленосного бассейна. Основной литологической особенностью свиты является высокая угленасыщенность. Максимальная мощность 280 м отмечается в Кушмурунской депрессии. В свите насчитывается до 17 угольных пластов мощностью 0,7-118 м. Наиболее мощными и выдержанными являются пласты Нижний Мощный (до 63 м) и Верхний Мощный (5-35 м): последний отличается также очень простым строением. Караганская свита сложена безугольными образованиями, представленными чередованием слоев алевролитов, аргиллитов и песчаников, окрашенных в буровато-красный, светло-коричневый и зеленовато-серые цвета. Как правило, разрез начинается пачкой несортированных по крупности конгломератов, гравелитов и песчаников мощностью 5-15 м, которые выше переходят в относительно тонкозернистые осадки озерного типа. Мощность свиты не превышает 60 м. Возраст по данным спорово-пыльцевого анализа тоар-ааленский. Дузбайская свита в пределах Убаганской зоны имеет локальное распространение и сохранилась от предбатского размыва лишь в наиболее погруженных участках Кушмурунской и Эгинсайской депрессий. Максимальная мощность достигает 115 м. Разрез представлен преимущественно аргиллитами и алевролитами, чередующимися с подчиненными им пластами углей и реже песчаников. В последних зачастую обнаруживается четко выраженная косая слоистость руслового типа. В свите устанавливается до 10 сближенных между собой пластов и прослоев бурого угля простого строения, мощность которых изменяется от нескольких метров до 10-19 м. Суммарная мощность ее угольных пластов достигает 50 м. Возраст дузбайской свиты принимается условно байосским. Коскольская свита выделяется в пределах Коскольской, Балыктинской и Успеновской депрессий. Свита представлена тремя пачками. Нижняя пачка мощностью 100 м сложена конгломератами и песчаниками; средняя алевро-аргиллитами серыми и темно-серыми, с небольшими по мощности линзами лигнитов мощностью 50 м; верхняя - 100-метровой пачкой пестроокрашенных глин. Возраст свиты позднеюрский. Юрские отложения Приишимской зоны расчленяются на орловскую (нижняя юра), кызылтальскую (тоарбайосский ярус нижней-средней юры) и койсалганскую (батский ярус средней юры) свиты. Орловская свита развита во всех депрессиях, но ни одной скважиной не вскрыт ее полный разрез. В основании свиты повсюду залегает пачка грубообломочных пород, которая вверх по разрезу переходит в чередование алевролитов, аргиллитов, песчаников и углей (в низах разреза свиты содержится десять угольных пластов, мощностью от первых метров до 16 метров). Верхняя часть свиты, мощностью около 300 м, сложена алевролитами и аргиллитами серого цвета с редкими прослоями мелкозернистых песчаников. Мощность вскрытого разреза орловской свиты 650 м, но она может достигать до 1000 м. Возраст свиты определяется раннеюрским. Кызылтальская свита по особенностям литологического состава подразделяется на две подсвиты. Общая мощность свиты 690 м. В нижней подсвите доминируют алевролиты и аргиллиты серого цвета, среди которых прослеживаются несколько слоев мелкозернистых песчаников, разделяющих разрез подсвиты на три пачки тонкозернистых пород мощностью от 7 до 58 м и слой конгломератов в основании. Верхняя подсвита представлена чередованием мощных горизонтов углей с пачками аргиллитов, алевро173 литов и песчаников. Высокая угленасыщенность является главной особенностью свиты. На площади Орловского и Кызылтальского угольных месторождений угольные пласты, сближаясь, образуют единый мощный угольный горизонт, суммарная толщина которого участками достигает 67-147 м. Возраст кызылтальской свиты тоар-байосский. Койсалганская свита вскрыта на ограниченных участках в пределах Савинковско-Кызылтальской и Мхатовской депрессий. В основании разреза свиты преобладают крупные слои разнозернистых песчаников и гравелитов, переходящих местами в мелкогалечные конгломераты. Песчаники вверх по разрезу чередуются с сероцветными алевролитами, среди которых установлены два пласта угля простого строения. С запада на восток в составе свиты возрастает доля тонкозернистых пород. Мощность свиты 120 м. Возраст среднеюрс-кий (условно батский век). Нижнемеловые отложения в пределах Северо-Тургайского ОБ отсутствуют или имеют сокращенную мощность. Верхнемеловые отложения развиты повсеместно и представлены осадками шетиргизской и новокузнецовской свит сеноман-турона и сантон-кампана. Отложения Шетиргизской свиты разделяется на две литологические пачки. Нижняя пачка представлена прослоями лигнитов и пестроцветными каолинитовыми глинами с прослоями мелкозернистых и разнозернистых песков, содержащих гравий. В подошве свиты, как правило, присутствуют грубообломочные породы и брекчии. Последние часто ожелезнены и превращены в сливной железняк. Мощность свиты изменяется от 2 до 65 м. Возраст пород шетиргизской свиты определен как сеномантуронский. Отложения Новокозыревской свиты разделяются на две пачки. Нижнюю слагают глины пестроцветные, реже серые, каолинитовые, каолинит-гидрослюдистые с прослоями бокситов и лигнитов. В основании свиты залегает пачка конгломератов или гравийно-галечниковых пород. Лигниты бурого, черного цвета, состоящие из крупных обломков слабо углефицированной древесины, стволов деревьев, слабосцементированные серой глиной с отпечатками и остатками растений. Верхняя пачка представлена серыми, темно-серыми, черными каолинитовыми глинами, часто опесоченными с прослоями лигнита и линзами песка. Глины содержат большое количество обугленных растительных остатков. Мощность свиты составляет 25-60 м. Возраст пород новокозыревской свиты сеноман-туронский. Отложения турона представлены, главным образом, мелководно-морскими и прибрежно-морскими породами. Лагунные отложения Аятской свиты развиты на севере Костанайской седловины и на западном борту Северного Тургая. В разрезе преобладают глинистые породы с подчиненными прослоями песков и песчаников в нижней части разреза, лигнитов, оолитовых железных руд. Возраст отложений сантон-кампанский. Коктальская свита развита на юге и фрагментарно на юго-западе Северо-Тургайского осадочного бассейна. Разрез свиты слагают серые, коричневато-серые глины, пески и песчаники. Мощность свиты от 10 до 80 м. Прослои лигнитовых глин содержат отпечатки растений, указывающие на сантон-кампанский возраст пород. Отложения Краснооктябрьской свиты развиты в пределах юго-запада Северо-Тургайского бассейна и на Костанайской седловине. Разрез свиты слагают каолинитовые глины, глинистые и каменистые бокситы серого, светло-серого, розового, красного цвета с базальным слоем грубозернистых песков кварцевого, полевошпат-кварцевого состава, содержащих мелкую гальку разной степени окатанности. Мощность свиты сантон-кампанского возраста изменяется от 20 до 165 м. Толща серых и пестроцветных песков, песчаников и глин, являющихся возрастными аналогами бестобинской свиты, развита в пределах южного борта Костанайской седловины. В разрезе толщи преобладают серые песчаные породы, глины имеют подчиненное значение. Мощность толщи изменяется от 10 до 40 м. Отложения Славгородской свиты распространены на севере Северо-Тургайского и в пределах СевероКазахстанского осадочных бассейнов. В разрезе свиты преобладают морского генезиса глинистые серые породы с прослоями песчаников зеленовато-серых, мелкозернистых, кварц-полевошпатовых, на глинистом, глинистокремнистом, реже опаловом цементе. Мощность отложений славгородской свиты 115-160 м. Датируется их возраст как кампанский. Отложения Журавлевской свиты развиты на севере бассейна, где разрез свиты слагают серые мергели и глины с подчиненными прослоями песков и песчаников. В прибортовых зонах на Костанайской седловине в разрезе свиты преобладают песчаные породы. Мощность маастрихтских отложений журавлевской свиты изменяется от 2 м до 115м. Кайнозойские отложения почти повсеместно развиты в пределах Северного Тургая. Палеогеновые отложения довольно четко дифференцируются на литологические комплексы и толщи различного состава: 174 - толщу серых мергелей и карбонатных глин общей мощностью около 20 м, развитой в центральных, наиболее погруженных частях; - толщу серых карбонатных алевролитов и песчаников, содержащих обугленные растительные остатки, общей мощностью 0-26 м и залегающую в наиболее погруженных частях; - толщу серых кремнистых и каолиновых глин, алевролитов и глауконитовых песков и песчаников, имеющую почти повсеместное распространение; - толщу мергелистых и кремнистых глин переходящих иногда в опоки, коричневато-серых с зеленоватым оттенком, замещающихся на востоке бассейна песчанистыми разностями, мощностью от 50 до 80 м; - толщу зеленых листоватых глин, в основании которой практически повсеместно наблюдаются слои серых алевролитов и песков, мощностью от 10 до 200 м и более. Неогеновые отложения распространены преимущественно в восточной половине бассейна. В их разрезе также выделяется ряд пачек светло-серых и зеленовато-серых глин, алевролитов с прослоями и линзами песка и известковистыми стяжениями, а также суглинков и супесей. Четвертичные отложения развиты повсеместно и представлены эоловыми, элювиальными, делювиальными, пролювиальными, озерными типами и их сочетаниями - от брекчий до галечников, суглинков, супесей, песков, алевролитов и глин. Мощность их меняется от десятков сантиметров на водоразделах до 90 м на эрозионных склонах и древних ложбинах. Оценка разреза осадочного чехла с позиций наличия в нем толщ-коллекторов и покрышек свидетельствует о том, что таковые выделяются как в палеозойской, так и в мезозойской секциях. В ранге региональных покрышек условно могут быть выделены глинистые толщи палеогена и глинистоаргиллитовые образования верхнего мела. Эта условность вызвана тем, что данный литолого-стратиграфичес-кий комплекс практически отсутствует в гипсометрически наиболее высокой части Костанайской седловины, а также частично опесчанивается. С большей достоверностью в Северо-Тургайском бассейне выделяются покрышки зонального типа, которыми можно считать глинистые толщи нижнего мела, глинисто-аргиллитовые комплексы пород средней-верхней юры и продукты траппового вулканизма нижнего-среднего триаса. Зональные покрышки нижнемелового и юрского возраста в большинстве своем развиты в пределах Центрально-Тургайской и Убагано-Приишимской зон. Площадь развития продуктов траппового вулканизма нижнегосреднего триаса ограничена зоной, выделяемой на всех геологических картах под названием Куш-мурунской синклинали. Последняя установлена в пределах южной половины Северо-Тургайского ОБ вблизи Костанайской седловины. Наибольшее распространение в рассматриваемом районе получили покрышки локального типа, основная доля которых приходится на верхнетриасово-юрскую секцию разреза мезозойских отложений и верхнепалеозойский девонско-пермский комплекс. В толще осадочных образований Северо-Тургайского бассейна достаточно широко развиты коллекторы разнообразных типов. В качестве коллекторов принимаются: песчано-конгломератовые толщи пород средней юры, развитые в единичных рифтах (грабенах, депрессиях) Убагано-Кушмурунской и Приишимской зон; песчано-конгломератовые комплексы пород средне-верхнекаменноугольного возраста; толщи карбонатных и песчаных пород верхнего девона и нижнего карбона; карбонатные и песчанистые породы среднего девона и зона дезинтеграции протерозойсконижнепалеозойских складчато-метаморфических образований выступов фундамента. Наиболее трещиноватыми и закарстованными являются кремнистые и доломитизированные известняки, развитые преимущественно в толще пород турнейского яруса нижнего карбона и верхнего девона. Несколькими скважинами на глубинах от 200 до 1000 м в разрезе нижнего карбона вскрыты подземные карстовые полости и зоны высотой от нескольких сантиметров до 175 м. Песчаники нижнего карбона, переслаивающиеся с известняками и сменяющие их выше по разрезу, характеризуются пористостью до 17%, проницаемостью 13 мд. Результаты определений физических свойств верхневизейских и серпуховских пород Новонежинской площади показывают, что открытая пористость в алевролитах достигает 12,03%; песчаниках - 11,05%; брекчиях - 15,29%. Но в целом в районе Костанайской седловины пористые коллекторы играют подчиненную роль по сравнению с трещинными и кавернозными. Частые провалы бурового инструмента, катастрофические поглощения промывочной жидкости и другие признаки подтверждают сильную трещиноватость и закарстованность пород нижнего этажа палеозойских образований. В пределах буроугольных месторождений (Эгинсайского, Джаныспайского, Харьковского и др.) трещиноватость палеозойских пород обычно прослеживается на глубину от 30 до 60-70 м. Глубже породы чаще монолитны. В образовании емкостно-фильтрационных характеристик рассмотренных выше пород, помимо явлений выщелачивания, перекристаллизации, пиритизации и т.п., важное значение имели тектонические движения и гидрогеологический режим недр, обусловившие растрескивание пород, их выщелачивание и последующее "залечивание". 175 Сейсмогеологическая характеристика разреза В качестве основных сейсмических горизонтов, которые используются при оценке структурных характеристик бассейна, рассматриваются три горизонта. Нижний из них трассирует поверхность домезозойских отложений и выделяется в качестве горизонта ОГ Pz(O). Отражающий горизонт III картирует подошву нижнемеловых отложений и прослеживается на рассматриваемой территории наиболее уверенно. В верхних секциях разреза осадочного чехла выделяется также горизонт I, который приурочен к подошве глинистых комплексов кайнозоя. Внутри верхнепалеозойского комплекса эпизодически также прослеживается до двух отражающих горизонтов (как правило, это кровля и подошва карбонатной толщи). Краткая структурно-тектоническая характеристика Современная структура рассматриваемой территории имеет довольно сложное строение. В качестве основных структурных элементов Северо-Тургайского бассейна могут быть приняты следующие: Западно-Тур-гайская синклинальная зона (Костанайский мегасинклинорий - по Р. А. Сегедину, А. М. Захарову и др., 1981), ЦентральноТургайский вулканический пояс, Кызбельтауский грабен, Амангельды-Жаксынская зона поднятий, западная окраина Тенизского бассейна и Северо-Улытауская зона глыбовых складок (рис. 127). Западно-Тургайская зона расчленяется на Денисовскую антиклиналь, Валерьяновскую синклинальную и Западно-Боровскую антиклинальную подзоны. Денисовская подзона на западе граничит по Тобольскому разлому с Зауральским антиклинорием, восточная ее граница совпадает с Ливановским разломом. Внутреннее строение Денисовской подзоны характеризуется развитием блоково-складчатых дислокаций. Девонские отложения образуют здесь узкие меридиональной ориентировки структурные элементы синклинального, грабен-синклинального и антиклинального характера. Валерьяновская подзона, представляющая собой крупный асимметричный прогиб шириной 50-100 км, занимает центральную часть Западно-Тургайской зоны. Прогиб ограничен на западе Ливановским, а на востоке Апановским разломами. В его строении участвуют, главным образом, нижнекаменноугольные вулканогенные формации общей мощностью около 4000 м, к которым приурочены основные железорудные месторождения Тургайского региона. В ядрах отдельных антиклинальных структур на домезозойскую поверхность выходят терригенные и карбонатные отложения среднего и верхнего девона. Структура девонских отложений Валерьяновской подзоны изучена недостаточно. По данным бурения и геофизики, здесь прослеживается ряд горст-антиклинальных и мелких антиклинальных структур, выполненных вулканогенно-терригенной и терригенно-карбонатной формациями девона. Углы наклона крыльев складок достигают 40-60°. Западно-Боровская подзона частично располагается в пределах восточной окраины системы Уральских варисцид. Она вытянута в субмеридиональном направлении, и на исследуемую территорию заходит лишь небольшой сегмент этой подзоны. Ширина ее на севере достигает порядка 40 км, но резко сужается на юге в низовьях р. Иргиз. Западно-Боровская подзона на западе от Валерьяновской отделена Апановским разломом, а на востоке ее границей служит Уркашский разлом. По формационным и структурным особенностям Западно-Боровская подзона сопоставляется с Валерьяновской, отличаясь от нее лишь сокращенными мощностями некоторых девонских формаций. Последними сложены мелкие антиклинальные структуры общего субмеридионального простирания с углами наклона крыльев 30-50°. Центрально-Тургайский девонский вулканический пояс прослежен скважинами от пос. Боровского на севере до солончаков Шалкар-Тениз на юге почти на 700 км. Западная граница современной его структуры определяется сменой континентальных вулканогенных образований нижнего-среднего и среднего-верхнего девона существенно морскими вулканогенно-осадочными и карбонатными отложениями. По изменению структурных характеристик и мощностей девонских отложений он распадается на западную и восточную части. Западная - более погруженная, с преобладанием в разрезе верхнедевонских-нижнекаменноугольных отложений; восточная преимущественно приподнятая с выходом на домезозойскую поверхность пород нижнего-среднего и среднеговерхнего девона, а также нижнепалеозойских метаморфитов. Кызбельтауский грабен располагается восточнее Центрально-Тургайского вулканического пояса. Ширина его от 10 до 30 км. Внутреннее строение грабена неоднородно: он состоит из серии горстообразных поднятий и небольших синклиналей. В строении Кызбельтауского грабена участвуют, главным образом, красноцветные терригенные отложения среднего-верхнего девона. 176 Рис. 127. Схема рельефа поверхности фундамента Северного Тургая. 177 Амангельды-Жаксынская зона поднятий имеет в плане дугообразную форму. Ширина ее на севере не превышает 100 км, а на юге достигает 220 км. Внутреннее строение зоны сложное. Она состоит из ряда крупных поднятий, с разделяющими их сравнительно небольших размеров прогибами и впадинами. Наиболее крупными из них являются Северное, Южное и Аралбайское поднятия, Кумкешская, Аккольская, Каратор-гайская депрессии и Моилдинская, Амантогайская и Дулыгалинская мульды. К границам рассматриваемой зоны приурочен ряд нижне-средне-девонских грабенов, установленных вдоль Ново-Кронштадской зоны разломов, а также система верхнепалеозойских и юрских грабенов (Ново-Михайловский, Мхатовский, Кзылтальско-Савинковский и др.). Тенизский бассейн сочленяется на юге с Северо-Улытауской зоной глыбовых складок, а на севере и западе с Амангельды-Жаксынской зоной поднятий. В пределы рассматриваемой территории входит только западная окраина бассейна. Северо-Улытауская зона глыбовых складок является продолжением к западу аналогичной Сарысу-Тенизской системы (Зайцев, 1977). Анализ литологических, стратиграфических и структурно-тектонических особенностей различных районов Северо-Тургайского бассейна показывает, что в формировании его тектонического облика огромную роль играют разрывные нарушения. Значительную роль играли также надвиги, образование которых связано с процессами сжатия в позднем палеозое. Не исключено, что некоторые антиклинальные структуры возникли вдоль фронтальных зон надвигов. Признаки этих нарушений установлены бурением в Восточно-Боровской подзоне. Так, в разрезе скважины 29 вулканогенные образования нижнего девона надвинуты на карбонатные отложения нижнего визе, а в разрезе скважины 1 фаунистически охарактеризованные отложения нижнего-среднего визе налегают на терригеннокарбонатные образования серпуховского яруса. Плоскости нарушений, вероятно, падают на запад. Кроме того, установлены небольшие тектонические срывы в фаменских отложениях. Надвиговые и поднадвиговые зоны требуют специального изучения с целью поиска и детализации вероятных ловушек для нефти и газа. Нефтегазоносность, геохимические параметры осадочного чехла На территории бассейна геологоразведочные работы на нефть и газ проводились в небольших объемах. В ходе геолого-съемочных работ и в процессе бурения скважин были встречены многочисленные проявления углеводородов, однако промышленные их скопления здесь пока не установлены. Практически все наблюдавшиеся нефтепроявления связываются с территорией Костанайской седловины и лишь одно из них было зафиксировано в юго-западной части Северо-Казахстанского бассейна. Это проявление установлено скважиной 13, пробуренной в 1952 году на р. Иманбурлук близ ее впадения в р. Ишим. Здесь на глубине 150 м были вскрыты палеозойские(?) песчаники с включением "нефтяного битума" по трещинам. При бурении скважины на поверхности глинистого раствора наблюдалась "бурая пленка". Концентрации хлороформенного битума этих пород составили 0,12%. В последующем было установлено, что данная скважина располагалась вблизи узла пересечения двух глубинных разломов: субширотного и весьма протяженного субмеридионального. Последний, по данным Н. П. Туаева (1958), проходит на юге вдоль левого берега р. Ишим и далее прослеживается далеко на север до Ханты-Мансийска. В пределах Северо-Тургайского бассейна проявления нефти, газа и битумов отмечены во многих пунктах и в довольно широком стратиграфическом диапазоне осадков. В основном они связаны с карбонатно-терригенными толщами верхнего палеозоя (D3fm-Cj), но в ряде случаев были установлены среди эффузивных пород пермотриаса и рэт-лейаса (туринская серия). В девонских отложениях нефтепроявления зафиксированы пока лишь в некоторых скважинах (скв. 30, 32,1-П) Костанайского опорного профиля (КОП). В скв. 30 в интервале 741,8-748,5 м в известняках предположительно живетского яруса среднего девона встречены твердые битумы. Обильные и слабые проявления нефти по трещинам и кавернам фаменских известняков отмечались в керне скважин 32 (в интервале 202,2-691,7 м) и 1-П (995,2-1046,9 м). В нижнекаменноугольных отложениях, в отличие от близких к ним по составу пород девона, а также вышележащих толщ, признаки нефти и газа наиболее многочисленны. Они встречены в породных ассоциациях всех ярусов этой системы. Однако, как и в других частях разреза, распределяются они по площади и вертикали неравномерно. Различаются признаки нефти и по характеру своего проявления: от бензинового запаха в образцах пород до небольших притоков нефти (Новонежинская площадь, скв. 119) и выбросов свободного газа (Щербаковская площадь, скв. 3-Щ). При бурении скважин КОП признаки нефти были зафиксированы в отложениях турнейского, визейско-го и серпуховского ярусов в разрезах более чем 30-ти скважин. Согласно описаниям их разрезов эти признаки представляют собой проявления нефти (от слабых до обильных), а также включения твердых битумов по 178 кавернам, трещинам и зеркалам скольжения в образцах пород. Последние, как правило, сложены известняками, в том числе с примесью терригенного материала, реже - алевролитами и песчаниками. В скважине 16 КОП из верхнетурнейских известняков интервала 1004,3-1299,0 м наряду с проявлениями нефти получены притоки пластовой воды с растворенным газом: N2+ редкие - 74,3; СН4 - 24,87; C2Hg - 0,3; С3Н8 - 0,25; С4Н10 - 0,28; С5Н12 0,01; Аг - 1,37; Не - 0,04%. Признаки нефти и газа в рассматриваемых отложениях также отмечались по трассе КОП на Щербаковской и Лесной площадях. По данным ВНИГРИ нефть, зафиксированная в виде обильных проявлений и включений по трещинам в известняках нижнего визе на Щербаковской площади (скв. 17-Щ, интервал 537-777 м), тяжелая и смолистая. Среди УВ в ней преобладают ароматические - 68%, в том числе тяжелые - 56%. Полученный из скв. 3Щ (интервал 552,0-637,5 м, CLt2) этой же площади горючий газ дебитом 8-10 м3/сут по данным ИГН им. К.И. Сатпаева (1970 г.) имеет следующий химический состав: N2+ редкие - 24,46; СН4 - 74,3; С2Н6 - 0,67; С3Н8 - 0,35; С4Н10 - 0,14; С5Н12 - 0,008; Аг - 0,131; Не - 0,057 об.%. В районе Костанайской седловины в известняках нижнего карбона признаки нефти отмечены и в ряде других скважин, пройденных как к северу, так и к югу от трассы КОП. В скважине 598 (с. Наумовское) в пористых известняках отмечались включения капелек окисленной нефти. Содержание битумов "А" в породах составило 0,04-0,15%. В скважине 19-К, пробуренной восточнее, у пос. Владимировский, зафиксированы следы и отдельные капли нефти. При этом содержащийся в керне битум "А" (до 8%) по элементному составу оказался близок к составу нефти. Аналогичные проявления жидкой нефти и признаки капельно-жидких маслянистых битумов наблюдались в известняках, пройденных скважинами 1, 18-К, 11-К, 10-К, 514 и другими в районе пос. Алысколь, Силантьевка, Добрыновка и Лаврентьевка. Наиболее интенсивные нефтепроявления получены в ряде картировочных и структурных скважин Новонежинской площади из верхневизейско-серпуховских трещиновато-кавернозных известняков и песчаников. В процессе проходки и испытания скважины 119 было собрано около 1,5 т нефти. По данным ВНИГРИ нефть тяжелая (уд. вес - 0,9141), смолистая (смолы силикагелевые - 10,1%) и парафинистая (5,3%). Содержание серы незначительное (0,45%). Выход легких фракций, выкипающих до 300°С, составляет 14%. По углеводородному составу нефть относится к нафтеново-метановым при значительном количестве ароматических УВ. Нафтеновые УВ составляют 46,3% дистиллятной части и 25,3% всего объема нефти. На долю метановых УВ приходится соответственно 33,3 и 18,2%, ароматических - 20,4 и 11,2%. По фракциям УВ распределены одинаково, отмечается только повышенное содержание ароматических по мере повышения их температуры кипения. После замены глинистого раствора на воду с глубины 524 м наряду с выходом нефти наблюдалось выделение газа. При испытании скв. 2-П Новонежинская тоже были получены довольно интересные результаты. Скважина 2-П Новонежинская глубиной 2951 м оказалась заложенной на крыле одноименной структуры, а не в ее сводовой части, где ранее был получен приток нефти из структурной скважины. Она вскрыла нижнекаменноугольные и верхнедевонские, преимущественно карбонатные образования. В процессе ее бурения в интервалах 1252-1268, 1392-1395 и 1689-1760 м наблюдалось разгазирование глинистого раствора. Из интервалов газопроявлений были отобраны пробы газа, в котором содержание метана - 70%, пентана - 2,4%, гексана - 27,6%. Возможно газоносные интервалы, рекомендованные по материалам промыслово-геофизических исследований, были испытаны, однако все пласты не дали притоков углеводородов. Некоторое представление о составе нефтей северной половины Центрально-Тургайского ПНГР дают результаты анализа, приведенные в таблице 1. Таблица 1 Характеристика нефтей Новонежинского района Скважина глубина, м Порода Возраст Углерод, % Водород, % Асфальтены, % 138/794 Туф С2.3 84,83 13,55 3,78 5,16 4,06 87 135/856,6 Известняк Clsr 84,34 13,93 0,31 зд 1,39 95,2 135/857 Известняк Clsr 84,8 13,92 0,31 3,1 1,39 95,2 135/977,7 Известняк Clsr 84,43 13,57 0,91 4ДЗ 5,44 89,52 1 Куст/3 81 Известняк Clv„ 83,76 12,68 4,03 14,55 12„29 63,13 Смолы бен- Смолы спиртозольные, % бензольные, % Масла, % В толще известняков, вскрытых скважинами 119, 100, 108 и 120, отмечались следующие изменения в распределении твердых битумов и нефтей. До глубины 250 м от поверхности (т.е. уровня циркуляции грунтовых вод) присутствуют в основном твердые и мазеподобные битумы, глубже 250 м - жидкая и полужидкая нефть, а с глубины 590 м (скв. 119) - неокисленная нефть. Такие изменения консистенции нафтидов с глубиной подтверждаются и результатами их химических исследований, проведенных в СНИИГГИМСе: с возрастанием глубины содержание смол и асфальтенов в их составе уменьшается. 179 На Коскольской структуре, расположенной к северу от Новонежинской и более приподнятой относительно последней, также были зафиксированы нефтепроявления в виде полужидкой нефти и включений твердых битумов по кавернам и трещинам известняков нижнего карбона. Эти проявления отмечены в скважинах 509, 127, 505, 510, 131 и 624, но в меньшем количестве по сравнению с теми, которые были установлены на Новонежинской площади. Отличие этих структур состоит в том, что на Коскольской структуре в своде складки обнажаются красноцветные отложения верхнего девона, в то время как на Новонежинской - осадки серпуховского яруса нижнего карбона. К юго-западу от Коскольской и Новонежинской структур нефтепроявления в нижнекаменноугольных отложениях на площади около 3 км2 установлены в районе ст. Казанбасы. Люминесцентно-битуминологические исследования образцов керна скважин Семиозерной площади показали на высокое содержание битумов "А". Наиболее высокие их концентрации отмечены в скв. 1-К, вскрывшей в интервале 236-240 м нижнекаменноугольные известняки с включениями нефти по трещинам. Содержание рассеянных битумов достигает 6% объема породы, ниже в интервале 240-258 м оно уменьшается до 3%. Содержание битума "А" в кернах скважин 10-К, 13-К, 18-К и 19-К, пробуренных на Семиозерной площади варьирует в пределах 0,04-0,15%, а в скв. 11-К доходит до 0,8%. Элементный состав битумов близок к составу нефтей. В Северо-Тургайском бассейне вблизи северной окраины пос. Тургай, выявлено Шубалинское нефтепроявление. Проявление битумов здесь было встречено в разрезе скв. 2 на глубине 540 м. В верхнепалеозойских отложениях признаки нефти зафиксированы в скв. 20-К, пройденной в районе пос. Воробьевский. Следы жидкой нефти и растворимые битумы, в основном смолистых и маслянистых фракций, присутствуют здесь в красноцветных песчаниках предположительно среднекаменноугольного и пермского возраста. В пермотриасовых и рэт-лейасовых эффузивных образованиях Северо-Тургайского бассейна прямые признаки нефтегазоносности установлены в ряде скважин. В частности, в прослоях красноцветных песчаников эффузивной толщи туринской серии (разрезы скважин 9-К, 8-К и 20-К) установлены содержания битумов в пределах 0,01-0,1%. В Кушмурунской зоне на площади Егинсайской, Былкудакской и других депрессий в отложениях пер-мотриаса в миндалинах и на плоскостях трещин эффузивных пород (базальтовые лавы) содержатся нефть и асфальтены. Так, в восточной части Егинсайской депрессии (среднее течение р. Кундузды) в эффузивах пер-мотриаса скважин 5; 57 и 104 были встречены твердые и жидкие битумы. При этом скважиной 104 в трещинах базальтовой лавы на глубине 171,2-179,2 м обнаружены битумы коричневато-черные, вязкие и твердые, местами хрупкие, со смолистым блеском. Нередко в депрессиях миндалины выполняются битумом в сочетании с хлоритом, кальцитом, кварцем и другими минералами. Помимо этого, в пределах Кушмурунской зоны трап-пового вулканизма (собственно Кушмурунского или Аманкарагайского грабена), в процессе бурения ряда картировочных и структурных скважин также отмечались пленки нефти на поверхности промывочной жидкости и примазки нефти в образцах керна. Так, скважиной 138, пробуренной в 15 км к востоку от скв. 2-П Новонежинская в зоне траппового вулканизма Кушмурунской депрессии в интервале 717,9-721,2 м и ниже забоя (1186,6 м) вскрыты агломератовые туфы среднего-верхнего(?) карбона, в которых на глубинах 779,3, 782, 794-795,5, 841, 862,2 м трещины заполнены нефтью и отмечались нефтепроявления. Кроме того, скважиной 606 в интервале 188-207,7 м под меловыми отложениями пройдены базальты с включениями в виде пятен черного, блестящего битума, а скважиной 862 под угленосной толщей пород нижней юры в интервале 166,5-252 м вскрыты отложения туринской серии нижнего-среднего триаса, представленные переслаиванием базальтов, алевролитов и песчаников. В разрезе скважины в интервалах 231-233 и 236,5-238 м в красно-бурых, сильно трещиноватых базальтах наблюдались включения твердого буровато-черного битума. В скважинах 21, 22, 28 (район с. Черниговское) отмечены битумы, приуроченные к эффузивным породам триасового возраста. В базальтах и базальтовых лавах, чередующихся с нормальными осадочными породами, многие миндалевидные пустоты выполнены асфальтоподобным битумом. Включения битумов, размером до 10 мм, встречаются на глубинах от 70-80 до 300-400 м. Помимо этого, среди аргиллитов были установлены прослои битуминозных (углистых?) аргиллитов, приближающихся по составу к горючим сланцам. В северо-восточной части Жаныспайской депрессии (80x25 км) в процессе бурения ряда скважин из слабо сцементированных разнозернистых песчаников юрской угленосной толщи на глубинах 106 м и ниже отмечались довольно мощные выходы газа, промывочная жидкость и шлам выбрасывались на высоту 10 м. Дебит газа в отдельных скважинах достигал 30 тыс. м3/сут. По составу газ азотный с примесью метана и его гомологов, сероводорода и редких. Газоносные горизонты связаны с юрскими отложениями и корой выветривания палеозойских пород. Не исключено, что газ сюда проникал из палеозойских отложений. Геохимическим исследованиям были подвергнуты в основном верхнепалеозойские отложения СевероТургайского бассейна и мезозойские - Жиланшикской ПНГЗ Центрально-Тургайского ПНГР. Породные ассоциации верхнепалеозойского комплекса Северо-Тургайского бассейна, охватывающего северную окраину Центрально-Тургайского ПНГР, содержат различные концентрации органических веществ. 180 В терригенных верхнедевонско-нижнекаменноугольных отложениях, перемежающихся вверх по разрезу с преобладающими по мощности карбонатными толщами, содержание Сорг. меняется от 0,1% до 2,97% на объем породы, а битумоидов от 0,11 до 0,28%. Подобные концентрации как органических веществ, так и битумоидов свидетельствуют о довольно высоких генерационных возможностях девонско-нижнекаменноугольных образований. Наряду с этим, анализ результатов изучения рассеянных органических веществ (РОВ) типичных морских отложений визейско-серпуховского возраста показал, что средние их содержания в целом не превышают 0,4% при концентрациях битумоидов порядка 0,081%. Необходимо отметить, что согласно имеющимся анализам в карбонатных подушках хлороформенные битумоиды преобладают над спиртобензольными, составляя соответственно 0,055% и 0,026% на объем породы. Некоторой иллюстрацией этому служат материалы таблицы, в которую сведены результаты изучения органической составляющей верхнедевонско-нижнекаменноугольных комплексов пород. Здесь следует пояснить, что терригенные породы фаменского яруса верхнего девона представлены в основном красноцветными разностями, накапливавшимися при резко окислительных условиях. Это находит свое подтверждение и в результатах геохимических исследований. Таблица 2 Содержание Сорг. (%) в породах Новонежинского района Стратиграфическая приуроченность Известняки Аргиллиты Песчаники, алевролиты аномальн. к-во содерж. обр. Сорг., % Сорг., % аномальн. содерж. Сорг., % к-во обр. содерж. Сорг., % Сорг., % аномальн. содерж. Сорг., % к-во обр. Серпуховский ярус 0,03-1,55 1,95; 2,20 72 0,03-1,11 1,79 13 0,007-0,49 0,84; 0,91 19 Верхний визе 0,01-0,82 1,24 44 0,66-0,87 - 2 0,05-0,23 Средний визе 0,11-1,08 2,77 82 - - - - - - Нижний визе 0,05-1,13 1,44 72 0,44 - 1 0,03-0,08 - 2 Верхний турне 0,06-0,76 2,97 34 - - - - - - Нижний турне 0,04-1,12 2,46 38 - - - - - - Фамен(карбонаты) 0,04-0,28 1,24-1,39 15 0,08-0,39 - 3 - - - - - - 0,015-0,06 1,88 0,016-0,08 - 17 Фамен (терригенные) содерж. содерж. 23 - Анализ концентраций органических веществ и битумоидов показывает, что часть осадочных пород верхнепалеозойского комплекса Сев. Тургайского региона может быть отнесена к разряду нефтегазомате-ринских. Глубины погружения пород верхнего палеозоя составляют в целом 1,5-6 км, термобарические условия которых благоприятствуют генерации как жидких, так и газообразных УВ. Нефтегазогеологическое районирование На территории к северу от Мынбулакской седловины месторождения нефти и газа пока не выявлены, а степень геолого-геофизической изученности верхнедевонско-нижнекаменноугольной секции разреза не позволяет выполнить достаточно обоснованное структурно-тектоническое районирование и на его основе - нефтегазогеологическое районирование. На современном уровне изученности здесь с определенной условностью можно выделить ЦентральноТургайский перспективно-нефтегазоносный район (ПНГР) и в его пределах - Жиланшикскую перспективнонефтегазоносную зону. Вся остальная территория по нашим представлениям может быть отнесена к категории земель с неясными перспективами по палеозою и к бесперспективной - по мезозою (рис. 124). В то же время очевидно, что палеозойские отложения могут представлять определенный интерес главным образом, в Кушмурунском прогибе и части западной окраины Валерьяновской зоны. Предметом особого изучения могут быть так же надвиговые и поднадвиговые участки, наличие которых с позиций развития здесь определенных геодинамических процессов представляется вполне вероятным. Южно-Тургайский нефтегазоносный район Он представляет собой ту часть Тургайской нефтегазоносной области, которая характеризуется наиболее высокой степенью изученности геолого-геофизическими методами и содержит в толще мезозойских и частично палеозойских образований промышленные скопления углеводородов. 181 Географически данный район занимает юго-восточную половину Тургайского прогиба. Геологическими границами Южно-Тургайского НГР служат: на востоке и юго-востоке соответственно западные окраины Улытауского мегантиклинория и горно-складчатые сооружения Большого Каратау; на западе -восточное погружение Нижнесырдарьинского свода, на севере - условной границей является Мынбулакская седловина, на юге и юго-западе - погруженное северо-западное продолжение Главного Каратауского разлома. По домеловым образованиям территория данного нефтегазоносного района в начале 80-х годов двадцатого столетия была выделена в качестве самостоятельной геоструктурной единицы - Южно-Тургайской (Арыскумской) впадины (Южно-Тургайского ОБ). Литолого-стратиграфическая характеристика разреза Достаточно высокая степень буровой изученности с учетом структурных особенностей мезозойской части осадочной толщи позволяют выделить здесь ряд наиболее характерных типов разрезов, дающих наиболее полное представление о геологических параметрах Южно-Тургайской впадины. К числу таких типовых разрезов можно отнести Арыскумский, Сарыланский, Акшабулакский, Бозингенский и М ынбулакский. Арыскумыский тип разреза развит в пределах одноименной грабен-синклинали (рис. 128). Допалеозойский фундамент вскрыт здесь скважиной Арыскум 2-П и представлен гнейсами кварц-биотит-плагиоклазового состава. По степени дислоцированности и метаморфизма породы аналогичны протерозойской секции разреза Улытау. Выше по разрезу залегают отложения Dj-C3, представленные нижне-среднедевонскими коричневыми песчаниками, алевролитами и глинами (Дощан, скв. 60-С); серыми алевролитами с прослоями коричневых аргиллитов (Майбулак, скв. 2-Г), а также предположительно среднедевонскими туфопесчаниками, алевролитами, аргиллитами и гравелитами (Юж. Коныс). В пределах северо-западного борта Арыскумской грабен-синклинали под нижнеюрскими отложениями установлены серые, участками доломитизированные известняки франско-турнейского возраста (Дощан, скв. 5-Г, 3-Г), а на восточном борту - турнейско-визейские серые, крепкие, органогенно-'обломочные известняки (Кенлык, скв. 2-Г). Мезозойские отложения представлены породами рифтового и ортоплатформенного комплексов. Нижняя секция мезозойского разреза расчленяется на шесть свит - Сазымбайскую, Айболинскую и Дощанскую, охватывающих нижнеюрские и низы батских отложений средней юры; Карагансайскую - среднеРис. 128. Схематизированный типовой разрез юрскую, а также Кумкольскую и АкшаАрыскумской грабен-синклинали. булакскую - верхнеюрского возраста. Весь разрез в литологическом отношении представлен чередованием песчаных, алевролитовых и глинистых пластов и пачек с редкими прослоями углей и горючих сланцев (Дощанская свита), углистых сланцев (Карагансайская свита) и отдельными карбонатными пачками в Кумкольской свите. Все породы характеризуются серым цветом, с различными оттенками черного цвета. В разрезе имеются песчаные и алевролитовые породы-коллекторы с удовлетворительными и хорошими емкостно-фильтрационными свойствами, а также локальные и зональные глинистые толщи-покрышки. Меловые отложения выделены в составе четырех свит - Даульской (неоком), Карачетауской (апт-альб), Кызылкиинской (верхний альб-сеноман) и Балапанской (турон). Даульская свита в своей нижней части содержит продуктивный арыскумский горизонт, а в верхней части глины, которые являются региональным флюидоупором для всего района. Арыскумский продуктивный горизонт представлен в Даульской свите светло-коричневыми песчаниками и алевролитами. Карачетауская свита сложена серыми песками, песчаниками, гравелитами, алевролитами и алевролитистыми глинами. Кызылкиинская свита представлена красновато-коричневыми глинистыми алевролитами, монтмориллонитовыми глинами с прослоями песков и песчаников. Балапанская свита сложена зеленовато-серыми и желтыми глинами, алевролитами и песчаниками с прослоями известняков в верхней части. Кайнозойские отложения представлены морскими отложениями палеогена и континентальными плиоценчетвертичными породами. Цитологически эта толща представляет собой чередование песчаников, алевролитов, мергелей, глин, галечников, суглинков. Сарыланский тип разреза характеризует одноименную грабен-синклиналь (рис. 129). Породы фундамента и палеозойские отложения здесь скважинами не вскрыты. Мезозойские отложения представлены юрской и меловой системами. Юрская система в объеме шести свит, аналогичных описанным ранее, в целом удовлетворительно сопоставима с рассмотренным Арыскумским типом разреза и отличается от него лишь определенной дифференциацией мощностей по отделам. Меловые отложения с несколько уменьшенной максимальной мощностью, также удовлетворительно сопоставимы с Арыскумским типом разреза. Кайнозойские отложения характеризуются отсутствием палеогенового комплекса и резко сокращенной мощностью неоген-четвертичного возраста. Акшабулакский тип разреза характеризует особенности строения осадочного чехла в одноименной грабенсинклинали. Доналеозойский фундамент в центральной её части залегает на глубинах до 5 км и представлен буровато-коричневыми и зеленовато-серыми кварц-серицитовыми и кварц-хлорит-серицитовыми метаморфическими сланцами с сильно развитой трещиноватостью в районе коры выветривания (рис. 130). Мезозойский комплекс включает в себя юрскую и меловую системы. Юрские отложения также расчленяются здесь на шесть свит: сазымбайскую и айбалинскую - нижнеюрскую, представленную переслаиванием темно-серых алевролитов, песчаников и аргиллитов; дощанскую - нижне-сред-неюрскую, представленную серыми песчаниками, алевролитами, аргиллитами и конгломератами; караган-сайскую среднеюрскую, сложенную черными известковистыми аргиллитами, серыми алевролитами и песчаниками с тонкими прослоями углей и горючих сланцев; кумкольскую и акшабулакскую верхнеюрскую, лито-логически выраженную сероцветными и пестроцветными терригенными породами. Юрская толща содержит породыколлекторы с удовлетворительными и хорошими емкостно-фильтрационными параметрами, а также серию локальных и зональных глинистых флюидоупоров. Меловые отложения по стратиграфической полноте разрезов и их литологическим характеристикам сопоставимы с описанными ранее. Неокомская толща здесь сложена серыми и красновато-коричневыми песчаниками и алевролитами с прослоями конгломератов и красновато-коричневых глин; апт-альбская толща - это сероцветные пачки песчаников, алевролитов и глин с подчиненными прослоями гравелитов и присутствием пестроцветных глин в верхах разреза; сеноман-туронская часть разреза состоит из красноватых, пестроцветных, коричневатых и серых терригенных пород; сеноман-маастрихтская толща сложена в основном красноцветными континентальными песками и алевритистыми глинами с зональным развитием прибрежно-морских сероцветных осадков. Кайнозойские отложения сложены морскими серо-зелеными глинами с прослоями алевролитов, песчаников и мергелей палеогена и континентальными неоген-четвертичными осадками, представленными песками, глинами и суглинками. Бозингенский тип разреза развит в пределах одноименной грабен-синклинали. Палеозойские образования вскрыты здесь только скважиной 42-С и представлены чередованием темносерых аргиллитов и известняков (рис. 131). Мезозойские отложения присутствуют в объеме юрского и мелового комплекса. Юрские отложения по полноте стратиграфического объема и литологическим параметрам сопоставимы с описанными ранее. Они характеризуются наличием тех же шести свит с близкими значениями мощностей. Рис. 129. Схематизированный типовой разрез Сарыланской грабен-синклинали. Рис. 130. Схематизированный типовой разрез Акшабулакской грабен-синклинали. ш И Н
