Прикаспийская нефтегазоносная провинция

Прикаспийская нефтегазоносная провинция расположена в юго-восточной части Восточно-Европейской платформы в преде­лах Уральской, Гурьевской, Мангышлакской и Актюбинской об­ластей Казахстана, Волгоградской, Саратовской, Оренбургской, Астраханской областей и Калмыкии Российской Федерации и се­верной части шельфа Каспийского моря. Общая площадь провин­ции 500 тыс. км², в том числе в России 120 тыс. км² (рис. 51).

В тектоническом отношении (рис. 52) Прикаспийская провинция приурочена к одноименной мегасинеклизе в юго-восточной глубоко погруженной части Восточно-Европейской платформы, выполненной осадочным чехлом огромной мощности — до 22 км. Объем осадков, выполняющих впадину, превышает 4 млн км³, из них палеозойские отложения составляют 60%, мезозойские — 30 и кайнозойские — 10.

На востоке Прикаспийскую мегасинеклизу от Уральской складчатой зоны отделяет Предуральский краевой прогиб, Актюбинский и Атжаксинский периклинальные прогибы. На юго-вос­токе по поверхности фундамента и мезозойским отложениям меж­ду Прикаспийской мегасинеклизой и Северо-Устюртским бай­кальским массивом контрастная граница не выявляется. Условно ее проводят для палеозойского комплекса по Южно-Эмбенскому разлому. На юго-западе Прикаспийская мегасинеклиза по Донбасско-Астраханской покровно-надвиговой зоне граничит с герцинидами кряжа Карпинского. Западная и северная границы мегасинеклизы проводятся по нижнепермскому карбонатному бор­товому уступу, протягивающемуся с юга на север на расстояние

Рис. 51. Прикаспийская нефтегазоносная провинция. Карта размеще­ния месторождений нефти и газа.

Тектонические элементы: I — Лободинско-Тепловская зона поднятий, II — Карачаганак-Троицкая зона поднятий, III — Енбекско-Жаркамысская юна поднятий, IV — Шукатско-Северо-Каспийская зона поднятий, V — Южно-Эмбинское поднятие, VI — Приморское поднятие, VII — Астра­ханский свод, VIII — Сарпинский прогиб, IX — Куриловско-Новоузенс-|\ая зона поднятий, X — Каракульский вал.

Нефтегазоносные области (районы): А — Волгоградско-Карачаганакская ГНО (а₁ — Карпенский НГР, а₂ — Тепловский ГНР, а₃ — Карачаганак-Кобландинский ГНР); Б — Енбекско-Жаркамысская НГО (б₍ — Жана-жольский НГР); В — Южно-Эмбинская НГО (в, — Гурьевский НГР, В₂ -Генгизский НГР); Г — Астраханско-Калмыцкая ГНО (г, — Астраханский I P), Д — Центрально-Прикаспийская НГО.

Месторождения: 1 — Лободинское, 2 — Солдатско-Степновское, 3 — Южно-Кисловское, 4 — Комсомольское, 5 — Северо-Лиманское, 6 — 1<1падно-Ровенское, 7 — Краснокутское, 8 — Ждановское, 9 — Карпенское, 10 — Мокроусовское, 11 — Павловское, 12 — Гремячинское, 13 — Восточно-Гремячинское, 14 — Западно-Тепловское, 15 — Карачаганак, 1C) — Жаксымай, 17 — Шубаркудук, 18 — Бозоба, 19 — Кумсай, 20 — Кенкияк, 21 — Кокжиде, 22 — Жанажол, 23 — Урихтау, 24 — Кожасай, 25 — Акжар, 26 — Каратюбе, 27 — Коба, 28 — Орысказган, 29 — Жиланкабак, 30 — Даулеталы, 31 — Жолдыбай Северный, 32 — Жолдыбай, 33 — Бекбеке-Испулай, 34 — Комсомольское (Нармунданак), 35 — Камыскуль Южный, 36 — Алтыколь-Кзылкала, 37 — Кулсары, 38 — Косчагыл, 39 — Масабай, 40 — Тюлюс Южный, 41 — Мунайли, 42 — Акингень, 43 — Ак-кудук, 44 — Макат, 45 — Сагиз, 46 — Кошкар Южный, 47 — Бисбулюк, 48 — Тентяксор, 49 — Корсак, 50 — Ботахан, 51 — Айранкуль, 52 — Жен-гельды, 53 — Доссор, 54 — Тюлегень, 55 — Байчунас, 56 — Искине, 57 — Танатар, 58 — Каратал, 59 — Бакланий, 60 — Гран, 61 — Камышитовый Юго-Западный, 62 — Камышитовый Юго-Восточный, 63 — Ровное, 64 — Мартыши, 65 — Жанаталап, 66 — Октябрьское, 67 — Забурунье, 68 — Тор-тай, 69 — Равнинное, 70 — Кисимбай, 71 — Боранколь, 72 — Тереньузюк, 73 — Каратон, 74 — Пустынное (Гурьевская область), 75 — Тажигали, 76 — Тажигали Юго-Западное, 77 — Прибрежное, 78 — Караарна, 79 — Коро­левское, 80 — Тенгиз, 81 — Кокарна Восточная, 82 — Морское, 83 — Дос-мухамбетовское, 84 — Актюбе, 85 — Прорва Центральная и восточная, 86 — Прорва Западная, 87 — Астраханское, 88 — Кирикилинское, 89 — Бугринское, 90 — Шаджинское, 91 — Воропаевское, 92 — Халганское, 93 — Пустынное (Калмыкия), 94 — Совхозное, 95 — Царынское, 96 — Бешкульское, 97 — Таловское, 98 — Куриловское, 99 — Узенское, 100 — Старшиновское, 101 — Спортивное.

Границы элементов тектонического районирования: 1 — крупнейших, 2 — крупных, 3 — средних, 4 — выходы складчатого основания, 5 — сбросы и взбросы, 6 — надвиги; элементы нефтегазогеологического районирова­ния: 7 — провинции, 8 — области, 9 — районы; месторождения: 10 — нефтя­ные, 11 — газовые, 12 — нефтегазовые, 13 — газонефтяные, 14 — газокон-денсатные, 15 — нефтегазоконденсатные; притоки: 16 — нефти, 17 — газа

1500 км от Волгограда до Оренбуржья. На западе по поверхности фундамента границей служит Волгоградский разлом, на севере — крутой Жадовский флексурообразный перегибу

Прикаспийская мегасинеклиза является крупнейшей на зем­ном шаре областью развития соляной тектоники (рис. 53). Соль кунгурского возраста в виде соляных куполов, гребней, валов, мас­сивов иногда достигающих огромных размеров (1000 — 1500 км²) прорывает многокилометровую (8 — 9 км) толщу вышележащих отложений и часто выходит на поверхность, иногда образуя соля­ные озера, разрушая имевшиеся залежи нефти и газа и создавая новые в надсолевом этаже. Общее число соляных структур пре­вышает 1700. Подсолевые отложения, которые являются основным объектом нефтегазодобычи, залегают на больших глубинах и изу­чены бурением лишь в бортовых частях провинции.

Фундамент мегасинеклизы докембрийский гетерогенный, архейско-протерозойский, в отдельных районах возможно байкаль­ский. Глубина залегания его поверхности на севере и западе 7 — 7,5 км, на юге и востоке 6 — 7 км, в зонах поднятий и на Астраханском

Рис. 52. Схема строения Прикаспийской нефтегазоносной провинции

(по Г.А.Габриэлянцу и др.): 1 — западный и северный бортовой уступы; 2 — изогипсы поверхности подсолевых отложений, км; 3 — подсолевые локальные поднятия; 4 — разрывные нарушения; 5 — граница зоны от­сутствия гранитного слоя («базальтовое окно»); 6 — зона отсутствия гра­нитного слоя; 7 — герцинские складчатые сооружения; 8 — граница рас­пространения соленосных пород кунгурского возраста; 9 — контуры крупных тектонических элементов внешней прибортовой зоны Прикас­пийской впадины; 10 — границы зон нефтегазонакопления; месторож­дения: 11 — газовые, конденсатные, 12 — нефтегазовые, 13 — нефтяные. Зоны нефтегазонакопления: I — Приволжско-Уральская, II — Оренбург­ская, III — Кенкияк-Каратюбинская, IV — Южно-Эмбинская, V — Бузачинская, VI — Астраханская. Месторождения: 1 — Астраханское, 2 — Каражанбасское, 3 — Каламкасское, 4 — Тенгизское, 5 — Тажигалий-ское, 6 — Каратюбинское, 7 — Жанажольское, 8 — Кенкиякское, 9 — Карачаганакское, 10 — Оренбургское, 11 — Западно-Тепловское, 12 — Западно-Ровенское, 13 — Левчунковское, 14 — Лободинское, 15 — Прорвинское, 16 — Доссор

своде 7,5 — 8 км и до 9 — 10 км в разделяющих седловинах. От бортов синеклизы фундамент уступами погружается к централь­ной части до глубины 18 — 22 км. Мощность осадочного чехла по геофизическим данным 20 — 22 км. Максимальная мощность по­род палеозоя — 13 км, мезозоя — 4,5 км, кайнозоя — 3,5 км. Для вскрытой части разреза региона характерно наличие большого числа крупных стратиграфических и угловых несогласий.

Морские отложения занимают свыше 90% разреза, среди них карбонатных пород 20 — 25%.

В осадочном чехле Прикаспийской впадины выделяются че­тыре структурных этажа: палеозойский (подсолевой), кунгурский (соленосный), верхне пермско-палеогеновый (надсолевой) и нео­геновый. Строение Прикаспийской мегасинеклизы наряду с со­ляной тектоникой определяют бортовые уступы и глубинные раз­ломы, по которым кровля подсолевых отложений круто погружа­ется к центральным частям мегасинеклизы и благодаря которым фундамент, а следовательно вышележащие отложения оказыва­ются дифференцированы на приподнятые и опущенные блоки.

Рис. 53. Схематический геологический профиль Прикаспийской синек­лизы (Г.А. Габриэлянц, 2000). Типы пород: 1 — сульфатно-соленосные, 2 — терригенные, 3 — карбонатные мелководные, 4 — глинисто-кремнисто-карбонатные депрессионные, 5 — преимущественно терригенные уплот­ненные и дислоцированные; геофизические слои: 6 — гранито-гнейсо-вый, 7 — базальтовый, 8 — разломы, 9 — глубокие скважины

Крупными ведущими структурными элементами платформен­ного чехла являются в надсолевых комплексах Гурьевская систе­ма прогибов: Каратонский, Байчунасский, Прорвинско-Буранкульский, — на западе и юго-западе Волгоградский и Сарпинский, в центральной части Новоузеньский и Джамбейтинский прогибы, разделенные приподнятыми зонами.

В подсолевых отложениях в юго-восточной части Прикаспий­ской синеклизы выделяется северный склон Южно-Эмбинского палеозойского поднятия, западнее которого располагаются Кара-тонское и Прорвинско-Азнагульское поднятия. У восточного по­бережья северного Каспия выделяется Каратонско-Тенгизская зона поднятий, достигающая 150 км в длину. На крайнем юго-за-даде Прикаспийской синеклизы по всем горизонтам подсолевого комплекса выделяется Астраханский свод — крупное палеозой­ское поднятие (180 х 100 км). К югу от Астраханского свода распо­ложен Каракульский инверсионный прогиб.

Первые месторождения нефти в Эмбинской области были извес­тны еще в XIX веке. К настоящему времени в Прикаспийской нефте­газоносной провинции открыто свыше ста двадцати месторождений: 60 нефтяных, 22 нефтегазовых, 11 нефтегазоконденсатных, 7 газокон-денсатных, 18 газовых, среди которых такие гигантские по геологи­ческим запасам, как Тенгизское (н), Карачаганакское (гк), Астраханс­кое (гк) и др. В настоящее время на казахстанском шельфе Прикас­пийской нефтегазоносной провинции открыто новое самое крупное в Казахстане нефтяное месторождение Капитан, запасы которого пре­вышают запасы Тенгизского месторождения на 300 млн т. В разведке и разработке участвуют 7 компаний. Добыча нефти начнется в 2005 г. В Прикаспийской провинции в надсолевом комплексе залежи пласто­вые сводовые полного контура, экранированные соляным штоком, сбросами в своде и на периферии, плоскостью несогласия в подо­шве трансгрессивного комплекса, реже литологически ограничен­ные. В подсолевых отложениях залежи массивные, массивно пласто­вые, пластовые, изредка с литологическими ограничениями. На мес­торождениях количество продуктивных залежей варьируется в ши­роких пределах, от единиц до нескольких десятков (рис. 54).

На основании данных геофизических исследований и буре­ния проведено нефтегазогеологическое районирование террито­рии Прикаспийской НГП, в составе которой было выделено 5 НГО: Волгоградско-Карачаганакская, Енбекско-Жаркамысская, Южно-Эмбинская, Астраханско-Калмыцкая, Центрально-Прикаспийская.

Рис. 54. Схема размещения зон нефтегазонакопления Прикаспийской нефтегазоносной провинции (по

Б.А. Соловьеву). Границы: 1 — Прикаспийской НГП, 2 — НГО; 3 — изогипса кровли подсолевых отложе­ний, км; зоны нефтегазонакопления: 4 — выявленные, 5 — прогнозируемые; 6 — месторождения: а — неф­тяные, б — газовые, в — нефтегазовые

Значительное количество разведанных и эксплуатируемых месторождений расположены в пределах этих областей.

В Прикаспийской провинции нефтегазоносность отмечается практически по всему

вскрытому разрезу осадочного чехла.

В подсолевом этаже залежи УВ связаны преимущественно с четырьмя основными нефтегазоносными комплексами, литология и стратиграфический объем которых изменяется по площади: терригенным девонским (на востоке девонско-нижнекаменноуголъным), карбонатным верхнедевонским-нижнекаменноугольным, карбонатным нижне-среднекаменноугольным (на севере и запа­де среднекаменноугольным-нижнепермским), терригенным верх-некаменноугольным-нижнепермским.

В подсолевых отложениях открыто около 40 залежей, преиму­щественно массивного типа, в основном газоконденсатные, с ано­мально высокими пластовыми давлениями. Залежи в карбонатных резервуарах в подсолевых отложениях повсеместно содержат серо-нодород, наиболее высокие концентрации которого отмечаются в южном секторе мегасинеклизы и умеренное в северном и западном.

Нефти палеозойских подсолевых пород метанонафтенового состава в основном легкие с плотностью 833 — 823 кг/м³, малопарафинистые; содержание в %: бензиновых фракций 23 — 33, смол 10— 15 и асфальтенов до 1,2.

В надсолевом этаже Прикаспийской провинции выделяются два основных региональных нефтегазоносных комплекса: терригенный верхнепермско-триасовый и карбонатно-терригенный юрско-меловой. С ними связаны многочисленные средние чаще мелкие не­фтяные и газовые месторождения в ловушках, обусловленных соляно-купольной тектоникой. Перспективы дальнейшего наращива­ния запасов УВ в надсолевом комплексе достаточно высоки.

В надсолевых отложениях открыто свыше 470 залежей (в основном пластовых тектонически экранированных). Нефти мезозойских надсолевых отложений преимущественно тяжелые с плотностью 880 кг/м³, низким содержанием бензиновых фракций, малосернистые и сернистые, парафинистые, характерно преобладание более чем в 4 раза метанонафтеновых УВ над ароматическими. Большинство залежей в наадсолевом комплексе находится в конечной стадии разработки.

В подсолевых отложениях провинции выделяются: среднедевонско-нижнефранский НГК, представленный на северо-западном и западном обрамлении Прикаспийской мегасинеклизы преимуще­ственно терригенными породами мощностью 300— 1150 м. Пористость коллекторов 12 — 30%, проницаемость — до 0,7 мкм². В направ­лении к бортовому уступу ведущее значение преобретают порово-трещинные коллекторы. В этих коллекторах выявлена газоконденсатная залежь без примесей сероводорода на Западно-Ровненском месторождении. На севере провинции промышленная нефтегазоносность комплекса установлена на Карачаганакском месторождении.

Среднедевонские отложения (5630 — 5748 м) в объеме эйфельского и живетского ярусов сложены темно-серыми, почти черны­ми известняками, часто органогенными, и аргиллитами. Из этих отложений получены притоки газа и нефти.

Промышленные притоки нефти из девонских отложений и признаки нефтеносности получены на Ташлинской структуре, на площадях Жанасу, Биикжал, Щучкинской, Кокпеты и др.

Среднефранско-нижневизейский НГК имеет сложное фаци-альное строение и различную полноту разрезов. Мощность комп­лекса меняется от 0 до 1500 м. В северо-западной части провинции разрез комплекса представлен преимущественно карбонатными породами. Терригенные образования носят подчиненный характер. В нижней части комплекса выявлены газонефтяные и газовые за­лежи на Западно-Ровенском и Краснокумском месторождениях.

На северо-западном прибортовом уступе Прикаспийской ме-гасинеклизы, где мощность комплекса достигает 1000 м, выявле­ны отдельные рифогенные массивы. В юго-западной бортовой зоне (Северо-Сарпинская площадь) нижняя часть комплекса представ­лена песчаниками с прослоями доломитов и известняков задонс-ко-елецкого возраста, верхняя — данково-лебедянскими глинис­тыми известняками. На юго-восточном и восточном бортах впа­дины комплекс представлен терригенными образованиями.

Нижнекаменноугольный НГК представлен главным образом терригенными отложениями. В северо-западных районах в состав комплекса входят песчано-глинистые породы с редкими прослоя­ми углей и известняков. Нефтегазоносность установлена на Лиманских площадях, на Саратовском участке борта впадины. Про­дуктивные песчаники залегают на глубине 3500 м. Средняя откры­тая пористость 12— 15%, проницаемость — 0,22 —0,3мкм².

В юго-западной части бортовой зоны (Сарпинско-Тингутинская, Северо-Сарпинская) и на юге впадины (Каратонское поднятие) средневизейская толща выполнена органогенно-обломочными известняками с прослоями мергелей, мощностью до 250 м. На юго-востоке она представлена переслаиванием глинистых и песчаных горизонтов.

Верхневизейско-нижнебашкирский НГК повсеместно развит на территории провинции. На него приходится основная часть промышленных запасов углеводородов. Сложен известняками, доло­митами, мергелями. Среди известняков широко распространены биоморфно-детритовые разности, обогащенные фораминиферами, водорослями, остракодами. Породы интенсивно выщелачены и ка-вернозны. Мощность комплекса 100 — 800 м. В центральных районаx впадины и в северо-западной внутренней прибортовой зоне мощность уменьшается. В этом комплексе широко развиты мелко­водные карбонатные осадки и органогенные постройки разного типа с высокими емкостными и фильтрационными свойствами.

С верхневизейско-нижнебашкирским НГК связаны основные продуктивные горизонты в разрезах Карачаганакского, Астрахан­ского газоконденсатных, Тенгизского нефтяного и Жанажольско-го нефтегазового месторождений.

Для комплекса характерны массивные резервуары мощнос­тью от десятков до тысячи метров. Средняя пористость коллекто­ров 10— 12%, реже — 20%. Покрышками являются глины мелекес-гко-верейской толщи, глинисто-карбонатные породы подсолевой нижней перми и кунгурской соленосной толщи (Лободинское, Ас­траханское, Тенгизское, Карачаганакское месторождения). В юго-носточной части провинции (Биикжал, Южная Эмба) преоблада­ют терригенные породы с прослоями известняков и доломитов. Глубины залегания продуктивных горизонтов 2850 — 3300 м.

Среднекаменноугольно-нижнепермский карбонатный НГК на северном и западном бортах впадины представлен карбонатными и сульфатно-карбонатными породами. Мощность комплекса до 800 м. К внутренним районам впадины каменноугольные и ниижнепермские мелководные шельфовые известняки сменяются глубоководными кремнисто-глинистыми породами. Участки рез­кого увеличения мощностей связаны с рифовыми постройками. Пористость пород комплекса 11,5— 15%, проницаемость низкая.

На значительной части Астраханско-Актюбинской системы поднятий толщина комплекса меняется. Локальные зоны увели­ченных толщин известняков отмечены на Сарыкуме, Тохутколе и др. площадях.

Среднекаменноугольно-нижнепермский карбонатный НГК занимает второе место после нижнее-среднекаменноугольного ком­плекса по распределению промышленных запасов углеводородов. Нa Жанажольском месторождении с ним связан верхний этаж продуктивности, на Карачаганакском этаж продуктивности достигает 1500 м, верхняя часть сложена ассельско-артинскими карбонатами. Залежь массивная, нефтегазоконденсатная. Карбонатные породы комплекса, залегающие непосредственно под соленоснои толщей, нефтегазоносны по всему западному и северному бортам мегасинеклизы. Залежи здесь пластовые, иногда массивные (Комсомоль­ская, Павловская, Сарпинско-Тингутинская, Липовская, Карпенкская, Западно-Тепловская, Гремячинская и др.).

Верхнекаменноугольно-нижнепермский терригенный НГК распространен в восточной, юго-восточной и юго-западной час­тях Прикаспийской мегасинеклизы. Сложен песчано-глинистой толщей с конгломератами и гравелитами. Мощность толщи, вык­линивающейся к центральному району провинции, достигает 1 — 2,5 км. Коллекторами являются клиноформные пачки песчаников и гравелитов. На Кенкияке их мощность не превышает 45 — 50 м. Поровые коллектора нижнепермских терригенных отложений имеют пористость 9 — 13%, иногда до 20%, и низкую проницаемость.

Месторождения углеводородов подсолевого этажа Прикаспий­ской провинции представляют собой газовые залежи с высоким га-зоконденсатным фактором, переходящим в залежи легкой нефти с высоким газовым фактором. Плотность конденсата Астраханского месторождения — 0,812 г/см³, на Карачаганакском — 0,825 г/см³ на глубинах свыше 5000 м. На Жанажольском месторождении на глу­бинах около 2600 м плотность конденсата составляет 0,710 — 0,750 г/ см³. Содержание конденсата в газе на Астраханском месторожде­нии составляет 417 г/см³, на Карачаганакском — 450 г/см³ в породах нижней перми и более 1000 г/см³ в нижележащих; для верхней зале­жи Жанажольского месторождения — до 500 г/см³.

Газоконденсатные залежи характеризуются уникально высоким содержанием кислых компонентов. Суммарное их количество в се­веро-восточных и восточных районах провинции составляет 6—10%, в юго-восточных — до 24% и юго-западных — до 50%. Из них на долю сероводорода приходится: на северо-востоке провинции 4 — 5%, на востоке — до 6%, на юго-востоке — до 20% и юго-западе — более 23%.

Нефти подсолевого этажа независимо от стратиграфической принадлежности близки по составу и физическим свойствам.

В надсолевых отложениях провинции выделяются: верхне-пермско-триасовый (триасовый) НГК мощностью до 3500 м, сло­женный терригенным комплексом пород. Характеризуется боль­шим количеством песчаных пластов. Открыты залежи нефти и газа на Макатском, Кульсаринском, Каратюбинском, Кенкиякском, Косчагыльском, Кумсайском и др. месторождениях.

Среднеюрский НГК мощностью до 700 м представлен терригенными породами, в которых выделяются около 16 продуктивных пластов мощностью от 10 до 25 м. Среднеюрские отложения в цен­тральных и западных районах представлены песчано-глинистыми осадками морского происхождения. Высокими коллекторскими свойствами обладают среднеюрские песчаники в западной прибортовой зоне мегасинеклизы: пористость от 16 до 35%, проница­емость — до 1,27 мкм². Песчанистость среднеюрской толщи возрастает к востоку провинции. Промышленная нефтегазоносность
среднеюрских отложений связана в основном с лагунно-континентальными фациями байосского и батского ярусов. Залежи встречены в песчаниках погребенных речных долин и палеодельт (мес­торождения Каратюбе, Кенкияк, Акжар и др.). Со среднеюрскими отложениями связана основная промышленная нефтегазоносность надсолевого этажа провинции. С этим комплексом связаны
залежи УВ на Доссорском, Каратонском, Прорвинском, Сагизском, Буранкульском, Косчагыльском и др. месторождениях.

Верхнеюрский НГК мощностью до 330 м приурочен к песчаникам и известнякам, которые нефтегазоносны на Кульсаринском, Старшиновском, Таловском, Спортивном, Юж. Тюлюсе и др. мес­торождениях.

Нижнемеловой (баррем-альбский) НГК мощностью до 1540 м представлен терригенным комплексом отложений, в которых вы­деляются до 14 продуктивных песчаных пластов баррем-готерива, апта, альба и др. мощностью 10 — 20 м. Открыты залежи нефти на Байчунасском, Каратонском, Макатском, Кульсаринском, Кенкиякском, Искине-Камышитовом и др. месторождениях.

Перспективными НГК провинции в подсолевом этаже явля­ются нижнекаменноугольно-верхнедевонский, который выражен преимущественно карбонатными разностями пород, и девонский
терригенный комплексы, продуктивные в области северного бор­та, где открыты залежи УВ на Западно-Ровенском и Краснокутском месторождениях.

Сложное тектоническое строение и литофациальные усло­вия распространения нефтегазоносных комплексов обусловили специфическую территориальную зональность распределения углеводородов и определили принципы районирования Прикас­пийской провинции, в основу которых положено выделение нефтегазоносных областей с учетом определяющего влияния структур подсолевых отложений.

ВОЛГОГРАДСКО-КАРАЧАГАНАКСКАЯ НГО занимает внут­реннюю прибортовую зону и бортовой уступ Прикаспийской впадины от Карасальской моноклинали на юго-западе до Кара-чаганакско-Кобландинской зоны поднятий на северо-востоке. Юго-восточная и южная границы НГО почти совпадают с изогипсами 6 — 7 км кровли подсолевого палеозоя. В пределах облас­ти распространены крупные зоны подсолевых поднятий (Ахтубинско-Палласовская, Карачаганакско-Кобландинская, Питерско-Новоузеньская, Алтатинско-Никольская и Южно-Плодовитинская зоны). Данные сейсморазведки позволяют выделить в пределах перечисленных зон крупные карбонатные массивы девонско-каменноугольного возраста, осложненные отдельными нижнепермскими рифовыми постройками. Область включает Карпенский, Тепловский и Карачаганакско-Кобландинский га­зонефтеносные районы.

С областью связаны крупнейшие газовые, газоконденсатные, газоконденсатнонефтяные месторождения. Так, к подсолевым отложениям приурочены месторождения: крупнейшее Карачаганакское нефтегазоконденсатное, Западно-Тепловское, Чинаревское, Приграничное, Токаревское, Цыгановское, Ульяновское, Гремячинское, Восточно-Гремячинское, Южно-Гремячинское, Тепловское, Дарвинское, Ростошинское, Каменское и др.

Карачаганакское нефтегазоконденсатное месторождение (рис. 55) расположено в Бурлинском районе Западно-Казахстан­ской области, в 150 км к востоку от г. Уральска. Открытое 1979 г. Приурочено к крупному поднятию, представленному рифовой по­стройкой высотой до 1700 м с размерами 16x29 км. Существен­ным элементом ее морфологии является кольцевой фаменско-раннекаменноугольный рифовый массив высотой до 800 м, основани­ем которому послужила структура тектонической природы по кровле терригенных отложений девона, амплитудой до 300 м. Плоская вершина массива в восточной части надстроена ранне-пермским атоллоподобным рифом с высотой 700—800 м и разме­рами 10x10 км.

Залежь нефтегазоконденсатная, массивная. Высота газокон-денсатной части достигает 1420 м, толщина нефтяного слоя рав­на 200 м. Продуктивными являются биогермные и биоморфно-детритовые известняки, доломиты и переходные разности. Возраст-

Рис. 55. Карачаганакское нефтегазоконденсатное месторождение. Геолого-геофизический профиль

(по материалам Уральской нефтегазоразведочной экспедиции): Отложения подсолевого комплекса: 1 — соле-носная толща; 2 — ангидриты; 3 — известняки; 4 — доломиты; 5 — органогенные обломочные породы; 6 — карбо­натные породы склоновых фаций рифового массива; 7 — глинисто-карбонатные породы. Отложения надсолево-го комплекса: 8 — глины; 9 — песчаники, алевролиты; 10 — песчаники; И — границы фациального замещения; 12 — сейсмический горизонт; 13 — газоконденсатная залежь; 14 — глубокие скважины

ной диапазон продуктивных отложений достаточно широкий — от заволжского горизонта верхнего девона до артинского яруса нижней перми.

Коллекторы порового и порово-кавернового типов выделены по граничному значению пористости, равному 6% для газоконден-сатной части и7% для нефтяной. Среднее значение пористости при этом равно 9,4 % для нефтяной и 10,7% для газоконденсатной части месторождения.

Средняя проницаемость по газонасыщенной части резерву­ара равна 0,08 мкм², нефтенасыщенной — 0,05 мкм². Средняя эф­фективная толщина газонасыщенных коллекторов составляет 200 м, нефтенасыщенных — 45,7 м. Максимальная эффективная газонасыщенная толщина достигает 814м, нефтенасыщенная — 170 м. Коэффициент газонасыщенности для пермской части га­зонасыщенных коллекторов составляет 0,90, для каменноуголь­ной части — 0,89. Коэффициент нефтенасыщенности равен 0,92.

Западно-Тепловское нефтегазоконденсатное месторожде­ние (рис. 56) расположено в северной части бортового уступа. От­крыто в 1973 г. Залежь газа, конденсата и нефти массивного типа приурочена к рифовым известнякам артинского возраста, незначи­тельная ее газовая часть связана с доломитами нижней части кун-гура. Размеры ловушки по изогипсе -2800 м кровли артинского яруса составляют 6,2x2 км, амплитуда 184м, этаж газоносности 150 м, этаж нефтеносности 34м. Дебит газа при 19-миллиметровом шту­цере достигал 835 тыс. м³/сут, при этом получено 90 т/сут ста­бильного конденсата. Дебит нефти составлял 66 мУсут при 7-мм штуцере. Коллекторы карбонатные порово-кавернозно-трещинные со средней эффективной пористостью около 12 % и проницаемос­тью 12—10'⁴ м². Месторождение относится к категории мелких.

Подобное геологическое строение имеют и другие месторожде­ния нефти и газа северного бортового уступа, связанные с артинскими или нижнекунгурскими (филипповский горизонт) отложени­ями (Гремячинское, Восточно-Гремячинское, Краснокутское и др.).

ЦЕНТРАЛЬНО-ПРИКАСПИЙСКАЯ НГО расположена в наибо­лее погруженной части мегасинеклизы, где подсолевые отложения на значительной части территории из-за больших глубин слабо изу­чены бурением. Ее перспективность из-за больших глубин залега­ния подсолевых отложений связывается с надсолевым комплексом.

Несмотря на значительный объем геологоразведочных работ область остается по-прежнему мало изученной. Широко проводившиеся

Рис. 56. Западно-Тепловское нефтегазоконденсатное месторождение. Геологический разрез (по А.А. Альжанову, А.Ф. Ильину, В.Н. Копытченко, А.А. Голову): 1 — основные сейсмические отражающие горизонты; 2 — и алогические границы; 3 — кунгурские соленосные отложения; 4 — суль­фатная толща филипповского горизонта; 5 — известняки; 6 — депрессионные фации (известняки, доломиты); 7 — контуры рифогенного масси-iiti; 8 — терригенные отложения; 9 — нефтяная залежь

в 1960 годы геологоразведочные работы, в том числе значи­тельный объем глубокого бурения, не привели к открытию круп­ных скоплений углеводородов. Основные объемы бурения для районов Южной Эмбы были нацелены на поиск присводовых ло­вушек. Меньше внимания уделялось поиску подкарнизных и при-контактных ловушек, имеющих наибольшее распространение в надсолевом комплексе. В то же время геологоразведочными рабо­тами установлено достаточно широкое развитие коллекторов в надсолевом комплексе отложений, в особенности в нижнем и вер­хнем триасе, средней юре, нижнем мелу и плиоцене. Наряду с этим установлены многочисленные нефтепроявления, в том числе и в виде притоков нефти с водой (Акоба, Нариман, Бекет, Кубасай) и небольших месторождений — Шингиз, Болганмола.

Газопроявления отмечались при бурении по мезозойским от-ложениям вплоть до небольших скоплений — Карагай, Бесоба. В неогеновых отложениях газопроявления широко отмечались в пределах района междуречья рек Волги и Урала, где наряду с мно­гочисленными поверхностными газопроявлениями и газовыми выбросами в структурных и картировочных скважинах установ­лены месторождения с небольшими запасами: Порт-Артур, Аукетайшагыл, Ушкультас.

АСТРАХАНСКО-КАЛМЫЦКАЯ ГНО занимает юго-западную часть провинции, включая в себя зону сочленения кряжа Карпин­ского с Прикаспийской впадиной, Астраханский свод и Астраханско-Калмыцкую моноклиналь. Здесь продуктивны отложения среднекаменноугольного, триасового и юрского комплексов. В подсолевых отложениях в залежи массивного типа, приуроченной к известнякам башкирского яруса, открыто крупнейшее Астрахан­ское газоконденсатное месторождение.

Астраханское газоконденсатное месторождение (рис. 57) расположено в южной прибортовой зоне Прикаспийской впадины, в 80 км к северу от г. Астрахани. Открыто в 1976, разрабатываетсяс 1986г., уникальное по запасам свободного газа. Приурочено к одноименному своду размером (по изогипсе 4200 м) 100x45 км с амплитудой свода 350 м. Промышленная газоносность выявлена в подсолевых карбонатных отложениях среднего карбона. По плос­кости газоводяного контакта

(-4073м) размеры залежи 100х40км, этаж газоносности 220 м. Коллекторы — известняки без замет­ных признаков доломитизации и сульфатизации; макротрещиноватости и кавернозности не установлено; фильтрационно-емкостные характеристики низкие: пористость 8—11 %, проницае­мость 0,001 мкм², начальное пластовое давление 63,0 МПа. Со­став газа, %: СН₄ 50-55; Н^ 22-24; СО₂ 20-22; N₂ go 3. Содержа­ние конденсата от 240 до 560 см/м³.

В области также открыты Бутринское и Шаджинское газовые и Бешкульское нефтяное месторождения.

ЮЖНО-ЭМБИНСКАЯ НГО примыкает непосредственно к ак­ватории Каспия, охватывает группу Северо-Каспийских поднятий к востоку от Астраханского свода, Гурьевский и Биикжальский сво­ды, Каратон-Тенгизскую зону поднятий и Южно-Эмбинское под­нятие. В ее пределах обособляются два нефтегазоносных района: Тенгизский и Гурьевский. В первом открыто крупнейшее в провин­ции Тенгизское нефтяное месторождение. Кроме того, здесь откры­ты месторождения Королевское и Тажигали (Каратонское).

Тенгизское нефтяное месторождение (рис. 58) расположе­но в 150 км к юго-востоку от

г. Атырау (Республика Казахстан). Месторождение открыто в 1979 г. По горно-геологическим условиям, характеристике флюида и запасам относится к классу

Рис. 57. Астраханское газоконденсатное месторождение (по Г.Н. Иванову, О.С. Обрядчикову): а — структурная карта по кровле продуктивных карбонатных отложений башкирского яруса; б — геологический профиль но линии I — I; 1 — изогипсы, м; 2 — разрывные нарушения; 3 — газ; 4 — газоводяной контакт

уникальных. Месторождение находится в центральной части обшир­ного Каратон-Прорвинского карбонатного массива подсолевого комплекса отложений. В тектоническом плане занимает южный склон Гурьевского палеосвода, протягиваясь вдоль восточного по­бережья Каспия более чем на 150 км. Приурочено к сложной эрозионно-тектоноседиментационной структуре с крутыми крыльями и широким плоским сводом. Размеры структуры по отложениям

Рис. 58. Тенгизское нефтяное месторождение (Г. А. Габриэлянц, 2000): а — структурная карта кровли карбонатного комплекса палеозоя; б — принципиальная схема строения нефтяной залежи по линии I — I; 1 — изогипсы; 2 — скважины; 3 — банко-рифовая толща; 4 — то же, но с ме­нее интенсивным рифогенезом; 5 — толща шельфовых известняков; 6 — зона интенсивного развития процессов поро-кавернообразования; 7 — зона слабого развития процессов поро-кавернообразования; 8 — пред­полагаемый ВНК

i >a шкирского яруса среднего карбона 30x30 км, высота около 2000 м. I?о кровле подсолевых отложений нижней перми высота структу­ры около 800 м. Промышленная нефтеносность связана с подсоле-пыми отложениями средне-нижнекаменноугольного и верхнедевон­ского возраста. Залежь массивная, водонефтяной контакт не вы­явлен. К настоящему времени самая глубокая скважина пробурена до глубины 5413м. Она установила промышленную нефтенасыщенность до забоя; этаж нефтеносности — 1545м (3868—5413м). Раз­рез продуктивной толщи сложен преимущественно обломочны­ми, органогенно-обломочными известняками и доломитизиро-панными мергелями. Коллекторы трещинные, каверно-трещинные, Порово-трещинные. Открытая пористость 0,1—24 %, про­ницаемость 0,001—0,03 мкм². Плотность нефти 789 кг/м³. Нефть сернистая (0,7%), парафинистая (3,69%), малосмолистая (1,14 %), содержание асфальтенов — 0,13%.

Состав растворенного газа, %: метана — 53, этана — 12,99, пропана — 6,85, пробутана — 1,28, н-бутана — 1,64, пентана и выс­ших—9,63, азота— 1,19,гелия —0,0195, сероводорода — 19,25, угле­кислого газа — 3,69. Давление насыщения нефти около 25,12 МПа. Н растворенном газе присутствуют меркаптаны.

Тажигалинское нефтегазовое месторождение находится к северу от Тенгизского месторождения. Открыто в 1956 г., раз­рабатывается с 1960 г. Месторождение связано с подсолевыми карбонатными отложениями нижнего карбона. Дебит газа с глу-чины около 3800м составил 600 тыс. м³/сут, дебит нефти 60м³/ гут. В газе содержится 88 % метана и около 12 % сероводорода.

На территории области в надсолевых отложениях еще в нача­ле XX века были открыты известные нефтяные месторождения Доссор, Макат, Искинеидр., являющиеся характерным примером надсолевых месторождений.

Доссорское нефтяное месторождение (рис. 59) расположе­но в Макатском районе Гурьевской области и входит в Южно-Эм-аинскую группу месторождений. Открытое 1911 г., разрабаты­вается, с 1911 г. Соляное ядро купола Доссор залегает на глубине 100—450 м. Надсолевые отложения от пермо-триасового до ниж-пгмелового возраста системой грабенов и сбросов разделены на Ч на крыла (блока) — восточное и западное. Каждое из эти хкрыльев, в свою очередь, разделено на ряд полей. Основная залежь Доссорского месторождения приурочена к восточному крылу. Главной продуктивной толщей месторождения является среднюрская.

Рис. 59. Доссорское нефтяное месторождение. Геологический разрез (по И.С. Хаину):

Солевые отложения от пермо-триасового до нижнемелового возраста системой грабенов и сбросов разделены на два крыла (блока) — восточ­ное и западное. Каждое из этих крыльев, в свою очередь, разделено на ряд полей. Основная залежь Доссорского месторождения приурочена к восточному крылу. Главной продуктивной толщей месторождения явля­ется среднеюрская. Из отложений триаса получены слабые притоки не­фти. В разрезе месторождения выделяются четыре нефтеносных гори­зонта. Эффективные мощности их составляют 10 — 15 м. Залежи нефти экранированы сбросом грабена

Из отложений триаса получены слабые притоки нефти. В разре­зе месторожден ия выделяются четыре нефтеносных горизонта. Эффективные мощности их составляют 10—15м. Залежи нефти экранированы сбросом грабена.

Аналогичным геологическим строением характеризуется большая группа месторождений, расположенных в Южно-Эмбинском и Северо-Эмбинском районах. Почти все они сильно нарушены разрывными дислокациями, создающими в каждом отдельном случае специфические условия для скопления нефти и газа.

В Южно-Эмбинской области открыто значительное количе­ство месторождений: Тортай, Равнинное, Западная Прорва, Цент­ральная и Восточная Прорва, Буранкуль, Камышитовое Юго-Вос­точное, Камышитовое Юго-Западное, Мартыши, Жанаталап, Гран, Забурунье, Косчагыл (рис. 60), Байчунас (рис. 61) и др.

ЕНБЕКСКО-ЖАРКАМЫССКАЯ НГО охватывает территории Жаркамысского, Енбекского, Кзылджарского сводов и Актюбин-ского Приуралья. Значительное число разведанных запасов свя­зано с Жаркамысским районом, где открыто в частности Жанажольское газонефтяное месторождение. В пределах этого же рай-

Рис. 60. Косчагыльское нефтяное месторождение (по материалам объе­динения «Казахстаннефть»)

Рис. 61. Байчунасское нефтяное месторождение (по Г.Е. Айзенштадту и К.В. Антонову)

она известны нефтяные месторождение Кенкияк, Урихтау, Кожасай, Акжар.

Кенкиякское нефтяное месторождение (рис. 62, 63) распо­ложено в среднем течении р. Эмбы, в 250 км к юго-западу от г. Ак­тюбинска. Открыто в 1959 г., разрабатывается с 1964 г. Залежи нефти и газа приурочены как к подсолевым, так и надсолевым от­ложениям. Надсолевые отложения, представленные мощным ком­плексом отложений от пермо-триаса до кампана, образуют два резко различных по условиям залегания этажа. Пермо-триасовые отложения, входящие в состав нижнего структурного этажа, за­легают с большими углами падения и характеризуются наличием сбросов, обусловленных интенсивной соляной тектоникой. Поро­ды верхнего структурного этажа, включающие отложения юры, нижнего и верхнего мела, образуют обширное пологое поднятие, не нарушенное разрывами. В надсолевом комплексе выявлен ряд продуктивных горизонтов: один в альбе, один в апте, три в нео­коме, пять в юре, один в триасе и один в верхней юре. Все они связаны с терригенными коллекторами. Залежи юрского и аптс-ко-неокомского комплексов сводовые, частично литологически ог­раниченные. Залежи в триасовых и пермских отложениях экра­нированы соляными штоками или разрывными нарушениями. Подсолевые отложения залегают в районе Кенкияка на глубинах свыше 3500 м. В сакмарско-артинском терригенном разрезе выде­ляются пять продуктивных горизонтов, дебиты нефти которых достигают 300 т/сут. Мощность продуктивных горизонтов из­меняется от 6 до 30м. Коллекторы порово-трещинного типа. За­лежь, вероятно, комбинированная, сводово-литологического типа. Ниже по разрезу с глубин 4300—4450 м из карбонатных отложений башкирского яруса были получены промышленные притоки нефти дебитом до 100м³/сут.

Жанажольское нефтегазовое месторождение расположено на крайнем востоке Прикаспийской впадины в пределах Кенкияк-Каратюбинской зоны нефтегазонакопления. Открыто в 1978 г., разрабатывается с 1984 г. Оно приурочено к меридиональному поднятию амплитудой около 500 м.

Установлены две нефтегазовые залежи: в отложениях сред­него-верхнего карбона (высота 290 м, в том числе нефтяной час­ти 90 м) и в отложениях нижнего-среднего карбона (высота480м, в том числе нефтяной части 220 м). Средний дебит нефти 45—50 т/ сут. Дебит газа 200 тыс. м/сут, содержание в газе конденсата

Рис. 62. Геологический разрез месторождений Кенкияк и Жанажол (по Г. Кирюхину и др.): 1 — залежи нефти, газа и газоконденсата; отложения: 2 — соленосные, 3 — карбонатные, 4 — рифогенные, 5 — глинисто-карбонатные, относительно глубоководные, 6 — терригенные, 7 — сульфато-галогенные; 8 — отража­ющие горизонты

Рис. 63. Кенкиякское нефтяное месторождение (по Д.И. Мищенко, Г.Г. Мулдакулову, Т.И. Бадоеву). Геологический профиль по линии I — I^’

превышает 500 см/м³. Залежи массивные, с пластовыми давлени­ями, близкими к гидростатическим.

По подсчитанным ресурсам УВ ведущее место в Прикаспийс­кой НГП занимают Астраханско-Калмыцкая ГНО, в которой со­средоточено наибольшее количество газа и нефти, Южно-Эмбинская и Волгоградско-Карачаганакская НГО.

Сопоставление распределения перспективных и прогнозных ресурсов по нефтегазоносным областям и районам показало, что наибольший их процент сосредоточен в нефтегазоносных райо­нах южной части провинции (Астраханско-Актюбинская система поднятий).

Прогнозная часть ресурсов УВ провинции оценена до глуби­ны 7 км.

Основная часть прогнозных ресурсов УВ в провинции приурочена к глубинам от 3 до 5 км.

Значительные перспективы нефтегазоносности связаны с Казахстанским шельфом, где уже открыто крупное нефтяное месторождение Кашаган.

Поиск по сайту: