levitra bitcoin

+7(495) 725-8986  г. Москва

Журналы

  • Серия
  • Серия
  • Серия
  • Серия
  • Журнал
  • Журнал
  • Журнал
  • Журнал

Х.Б. Абилхасимов,  (Доктор геолого-мин. наук, академик Академии минеральных ресурсов РК, ГЕО-Мунай XXI)

Журнал «Геология Нефти и Газа» # 2007-6
 
 

 

Прикаспийская впадина является одной из важнейших нефтегазоносных провинций мира с уникальным геологическим строением и богатейшим нефтегазоносным потенциалом. Доказанный вертикальный диапазон нефтегазоносности охватывает отложения от среднего девона до неогена включительно. Основная доля разведанных запасов и прогнозных ресурсов УВ-сырья связана с позднепалеозойским комплексом, главным образом с карбонатными породами девонского, каменноугольного и раннепермского возраста. Природные резервуары характеризуются не только специфическим площадным развитием, сложными сочетаниями типов коллекторов и фильтрационно-емкостных параметров, но и дифференцированными особенностями нефтегазоносности в пределах локальных ловушек и крупных зон развития карбонатных комплексов.

Современные бортовые зоны Прикаспийской впадины характеризуются достаточно широким развитием позднепалеозойских карбонатных комплексов, которые в ряде случаев образуют изолированные зоны, получившие название “внутрибассейновых карбонатных платформ”. Такие внутрибассейновые карбонатные платформы широко развиты на юге Прикаспийской впадины (Астраханская, Тенгиз-Кашаганская, Южно-Эмбинская), они встречаются также на востоке и севере впадины – соответственно Темирская, Жанажольская и Карачаганакская платформы (рис. 1).

 

Рис. 1. Схема размещения основных палеозойских карбонатных платформ Прикаспийской впадины
(по В.М.Пилифосову, Э.С.Воцалевскому, Д.А.Шлыгину, Н.А.Азербаеву, Т.М.Шлыгиной)
1 – изогипсы поверхности фундамента, км; 2 – основные разломы; 3 – карбонатные платформы; карбонатный шельф: 1 – северо-западного обрамления Прикаспийской впадины, 2 – Южно-Эмбинско-Жанажольской зоны; изолированные внутрибассейновые карбонатные платформы: 3 – Карачаганакская, 4 – Астраханская, 5 – Каратон-Тенгизская, 5а – Кашаган-Кайранский участок, 5б – Каратон-Тенгизский участок, 5в – Южный участок, 6 – Темирская

 

Повышенный интерес к этим внутрибассейновым карбонатным платформам связан с тем, что в их пределах открыты нефтяные и газоконденсатные месторождения, при этом на четырех из них выявлены месторождения с доказанными гигантскими запасами газа (Астраханское), нефти (Тенгиз и Кашаган) и газоконденсата с нефтью (Карачаганак). В целом запасы УВ-сырья, сконцентрированные в пределах карбонатных массивов, значительно превосходят запасы скоплений, связанных с терригенными подсолевыми комплексами.

С крупными карбонатными массивами связываются и основные перспективы поисков новых крупных месторождений, которые будут определять уровень добычи в ближайшие 10-летия.

Важным аспектом прогноза распространения платформ является вопрос о причинах возникновения условий интенсивного карбонатонакопления в определенных шельфовых зонах. Контролирующими агентами возникновения и роста карбонатных платформ, их морфологии и характера биологических сообществ являются скорость прогибания, колебания уровня моря, климатические факторы.

Как показало изучение гигантских месторождений – Карачаганака, Тенгиза, Кашагана, Жанажола, Астраханского – строение резервуара в их пределах очень сложное, что обусловлено многочисленными причинами.

Анализ разрезов подсолевых отложений бортовых зон Прикаспийской впадины позволил выделить в них крупные литологически и геоструктурно обособленные тела, сформированные в определенных фациальных поясах, состав и строение которых определяют различные потенциальные возможности этих толщ как резервуаров (рис. 2).

 

Рис. 2. Типовые разрезы карбонатных платформ бортовых зон Прикаспийской впадины
А – тенгизский; Б – южно-эмбинский; В – жанажольский; Г – темирский; Д – карачаганакский

 

В последнее время резко вырос интерес к нефтегазоносности Северного Каспия. В тектоническом отношении акватория охватывает разновозрастные структурные элементы: древнюю Русскую плиту – на севере, эпигерцинскую Скифско-Туранскую – в средней части моря и область альпийского прогибания – на юге.

Континентальная прибортовая часть Северо-Каспийского региона изучена достаточно хорошо. Активное изучение примыкающей акватории началось с 80-х гг. В акватории Северного Каспия открыты уникальное по запасам месторождение Кашаган и несколько крупных структур, перспективных на обнаружение месторождений УВ. Характер геофизических полей морской части и прилегающей суши, а также данные морского бурения позволяют сделать выводы относительно аналогии основных черт их геологического строения и оценки перспектив нефтегазоносности.

На юге Прикаспийской впадины, включая акваторию, в подсолевом комплексе выделяется крупная верхнедевон-нижнепермская карбонатная платформа, которая охватывает почти всю акваторию Северного Каспия и прилегающие к морю прибрежные зоны. На западе она граничит с глубоким Сарпинским прогибом, на востоке – с Восточно-Каратонским прогибом, на севере карбонатная платформа по серии разломов граничит с Северо-Каспийским и Гурьевско-Биикжальским сводовыми поднятиями. Южной границей платформы являются складчатые образования кряжа Карпинского и Южно-Эмбинского поднятия [2].

В пределах карбонатной палеозойской платформы выделяются зоны поднятий: на западе – Астраханско-Имашевская, на востоке – Жылыойская (Кашаган-Тенгизская). На юге эти зоны поднятий сопряжены с Каракульско-Смушковской зоной дислокаций, крупным поднятием Курмангазы и Култукским валом. Кашаган-Тенгизская зона палеозойских поднятий далеко протягивается в море и объединяет Каратон-Тенгизскую группу поднятий и Кашаганский вал в единое крупное Жылыойское поднятие [5]. К Астраханско-Имашевской группе относится также крупное Южно-Жамбайское палеозойское поднятие, расположенное в прибрежной зо­не. Все перечисленные структурно-тектонические элементы карбонатной платформы приурочены к отдельным блокам фундамента, которые в позднепалеозойское время на фоне господствующего погружения развивались как положительные структуры. В предпермское время своды крупных поднятий были срезаны эрозией. Интенсивные инверсионные движения на границе карбона и перми благоприятствовали формированию здесь крупных высокоамплитудных ловушек, позже перекрытых региональной соленосной толщей кунгура.

В позднем палеозое в пределах юго-востока Восточно-Европейской платформы существовала благоприятная обстановка для накопления карбонатных толщ и формирования карбонатной платформы. В южной прибортовой части Прикаспийской впадины сформировалась обширная карбонатная платформа позднедевонского возраста, на которой образованы рифовые сооружения и палеоатоллы, к которым приурочены зоны нефтегазонакопления: на западе – Астраханско-Имашевская с крупным Астраханским нефтегазоконденсатным месторождением, на востоке – Кашаган-Тенгизская. В пределах Тенгиз-Кашаганской зоны Жылыойского поднятия в более спокойной морской обстановке на палеовозвышенностях Прикаспийского бассейна происходило формирование рифовых построек типа Тенгиз, Королевское, Каратон и Кашаган (рис. 3).

 

Рис. 3. Геологический разрез Каратон-Тенгизской НГЗ

 

Нижнюю часть карбонатного разреза слагают слоистые шельфовые известняки верхнего девона, образующие единую карбонатную платформу, в пределах которой находятся крупные палеоподнятия – Астраханское и Жылыойское. Карбонатная Астраханско-Жылыойская верхнедевонская платформа охватывает почти всю акваторию Северного Каспия и прилегающие к морю прибрежные зоны. На западе она граничит с глубоким Сарпинским прогибом, на востоке – с Восточно-Каратонским прогибом, на севере карбонатная платформа по серии разломов граничит с Северо-­Каспийским и Гуръевско-Биикжальским сводовыми поднятиями. Южной границей платформы служат складчатые образования кряжа Карпинского и Южно-Эмбинского поднятия.

В связи с изложенным все палеозойские подсолевые структуры, сформированные на позднедевонской карбонатной платформе, развитые в акваториальной части, обладают высокими перспективами нефтегазоносности. Здесь уже выявлены два месторождения – Западный Кашаган (Кер-Оглы) и Восточный Кашаган. На структуре Кашаган, скв.1-Восточный Кашаган, вскрыта нефтяная залежь в интервале глубин 4036-4596 м в известняках башкирского яруса. Нефтенасыщенная толщина залежи 149 м. Покрышкой служат аргиллиты артинского возраста.

В пределах Астраханского поднятия по сейсмическим данным предполагается наличие карбонатных пород этого типа мощностью 500 м, по краю которых, по-видимому, развивались биогермы верхнего и среднего карбона. Выше залегают карбонатные породы башкирского яруса среднего – нижнего карбона, представленные биогермными органогенными известняками, реже – вторичными доломитами и маломощными аргиллитами, общей мощностью 800-900 м. Здесь отсутствуют отложения верхней части среднего и полностью верхнего карбона.

На Астраханском своде установлен несколько иной характер распределения залежей в девон-каменноугольном карбонатном комплексе. В верхней части резервуара, в башкирских известняках, установлена массивная газоконденсатная залежь с сероводородом высотой около 200 м. На 500 м глубже расположен новый этаж нефтегазоносности, где в интервале глубин 4700-4855 м (нижний карбон), 5535-5623 и 5817-5971 м (верхний девон) установлены три пластовые залежи нефти и газа, в нижней залежи – нефть без сероводорода.

Южно-Жамбайское палеозойское поднятие находится в одной нефтегазоносной зоне с Астраханским и Имашевским газоконденсатными месторождениями. Близкое расположение Южно-Жамбайской структуры к указанным газоконденсатным месторождениям позволяет высоко оценивать перспективы ее нефтегазоносности.

Трехбратское подсолевое поднятие и расположенные вблизи него локальные поднятия меньших размеров также представляются перспективными, но здесь следует ожидать несколько сокращенную мощность карбонатной палеозойской толщи и наличие в ее составе терригенных пропластков.

Перспективы нефтегазоносности крупного палеозойского поднятия Курмангазы пока неясны. Структура Курмангазы находится в одной зоне с Каракульско-Смушковской зоной дислокаций и Южно-Астраханской группой поднятий, где палеозойские отложения сильно уплотнены, пересечены многочисленными тектоническими нарушениями и характеризуются низкими фильтрационно-емкостными свойствами. Поэтому здесь, несмотря на значительное число пробуренных скважин, не было выявлено ни одного промышленного скопления УВ. Кроме того, на ней отсутствует региональная соленосная покрышка и наблюдается положительная магнитная аномалия, что не характерно в этом регионе для зон нефтегазонакопления. Кашаганские месторождения и структура Курмангазы расположены по разные стороны от Аграхано-Гурьевского разлома.

Выявленная и изученная западная морская часть Шубарбалинского палеозойского локального поднятия представляет значительный интерес для нефтегазопоисковых работ. Несомненно, восточная часть этой структуры распространяется на суше, где происходит ее замыкание. Близкое расположение и одинаковые литолого-фациальные условия формирования с Тенгизским месторождением позволяют высоко оценивать перспективы нефтегазоносности Шубарбалинской структуры.

Разрезы площадей Тажигали, Каратон, Пустынный также обладают локальными резервуарами повышенного качества. Месторождение Тажигали-Пустынный частично разрушено. Залежь нефти здесь пластовая сводовая с газовой шапкой, высота залежей колеблется от 200 до 250 м. Перспективы нефтегазоносности связаны с карбонатными отложениями фаменского яруса верхнего девона и турне-визейского комплекса. Наличие этих толщ подтверждается по сейсмическим материалам и вскрытых бурением в скв. П-1 месторождения Каратон.

Отсутствие промышленных скоплений УВ карбонатной толщи карбона на площади Южная объясняется развитием ее за пределами соляной покрышки кунгура. Не выясненными являются перспективы позднедевонского карбонатного комплекса.

В южной части междуречья Урал – Волга параметрические скв. Кордуан П-2 и П-52 вскрыли артинские, ассельско-сакмарские отложения нижней перми, башкирские среднего карбона, но не вышли из последних. Скв. Имашевская Г-6 вошла в артинские отложения на глубине 3820 м. На Кордуане вскрытый скважинами разрез представлен преимущественно карбонатными породами девон-нижнепермского комплекса. Наибольшая мощность последнего отмечается в местах развития карбонатных пород. Девонские отложения в междуречье Урал – Волга скважинами не вскрыты.

Имашевское поднятие выделено по отражающим горизонтам П1 и П2. По этим горизонтам в пределах этого поднятия отбивается несколько локальных структур (Кордуан, Шортанбайская, Кызылоба, Котяевская). В скв. Кордуан П-2 по результатам литологических исследований НВ НИИГГ визе-башкирские отложения сложены трещиноватыми органогенными известняками, представляющими собой рифы.

Мощная толща карбонатов (2300 м) от Астраханского свода на северо-восток, в сторону Заволжского прогиба, уменьшается до 900 м. В Астраханском своде скорости от горизонта П2 равны 6000 м/с, а в Заволжском прогибе – 4000 м/с. Такие скорости на Астраханском своде по аналогии с Тенгизом соответствуют рифовым массивам. В северной части Имашевского поднятия, в пределах указанной Шортанбайской структуры, в общем отмечается замещение карбонатных пород на терригенно-карбонатные. На Шортанбайской площади выделено собственно Шортанбайская и несколько локальных небольших структур. Предполагается, что в пределах последних карбонатные породы связаны с рифовыми построениями раннекаменноугольного возраста.

Юго-восточная континентальная часть Прикаспийской впадины в девоне и карбоне представляла собой окраину континента островодужного типа, ограниченного с юго-востока островной дугой Южно-Эмбинского поднятия.

В разрезах скважин, пробуренных на структурах Аккудук, Тортай и Шолькара Юго-Западная, отмечаются горизонты песчаников и алевролитов с высокими фильтрационно-емкостными свойствами, которые в разрезе перемежаются с глинами монтмориллонит-смешаннослойно-гидрослюдистого состава, которые обладают идеальными экранирующими свойствами. Однако, исходя из седиментационной модели развития бассейна, предлагаемой автором статьи, разрезы с преобладанием песчано-алевролитовых отложений будут встречаться в пониженных участках бассейна, где развиты донные течения, вымывающие глинистые частицы на приподнятые участки палеодна бассейна.

Верхний (артинский) комплекс характеризуется преимущественно терригенным осадконакоплением. В этом комплексе, также как и в нижнем, области развития песчано-алевритовых отложений приурочены к пониженным участкам палеодна бассейна.

Нефтегазоносность пород этого типа разреза выражена в виде нефтегазопроявлений и притоков на многих площадях. Дебит нефти на месторождении Тортай составляет 1,2-30,0 м3/с, плотность – 0,8409-8592 г/см3, состав ее метаново-нафтеновый (%): смол – 2,12; асфальтенов – 2,76-6,95; серы – 0,06-0,39  и парафинов – 2,30; во фракциях до 200 оС – 20; до 300 оС – 50. Открытая пористость в песчаниках составляет 14 %, проницаемость сравнительно низкая – до 2,94·10-3 мкм2.

Южные склоны Гурьевско-Биикжальского и Северо-Каспийского сводовых поднятий, несмотря на большие глубины залегания подсолевого комплекса, представляют определенный интерес для нефтегазопоисковых работ. Здесь следует ориентироваться не только на антиклинальные структуры, а главным образом на стратиграфически экранированные и неантиклинальные ловушки.

Некоторые исследователи считают, что на южном склоне Гурьевско-Биикжальского сводового поднятия развиты карбонатные толщи или даже рифогенные постройки каменноугольного возраста. Такое мнение ошибочно, что подтвердилось бурением скв. Эмбинская П-1 и Биикжальская СГ-2, а также проведенными детальными сейсморазведочными работами 3D в 2006 г. в пределах Жубантам-Жусалысайской группы структур. Каменноугольные и верхнедевонские толщи сложены терригенными и терригенно-карбонатными отложениями, которые накапливались в условиях некомпенсированного осадконакопления.

Из биикжальского типа разреза получены фонтанный приток нефти и нефтепроявления из терригенных пород верхневизейских отложений (Улькентобе Юго-Западное П-2). Нефтегазопроявления отмечены из известняков башкирского яруса, газопроявления – из терригенных пород среднего визея – нижнего карбона. В скв. Улькентобе Юго-Западное П-2 получен приток нефти 70 т/с, плотность нефти 0,8998 г/см3. Здесь установлен порово-трещинный тип коллектора: открытая пористость песчано-алевролитовых пород 17 %, межзерновая проницаемость 0,32·10-3 мкм2, трещинная проницаемость 22·10-3 мкм 2. В зоне развития этого типа разреза широко развито аномально высокое пластовое давление.

В восточной прибортовой зоне в пределах Жаркамысского, Темирского и Жанажол-Торткольского площадей по результатам поискового и параметрического бурения в докунгурском верхнепалеозойском комплексе промышленная нефтегазоносность установлена в разрезе четырех толщ:

  • в терригенных отложениях визейского и турнейского ярусов нижнего карбона. Промышленная нефтегазоносность установлена в верхней части визейского яруса на площадях Жанатан, Лактыбай, Восточный Акжар;
  • во второй карбонатной толще, сложенной известняками окского надгоризонта верхневизейского подьяруса до каширского горизонта нижнемосковского подъяруса. Здесь установлена промышленная нефтегазоносность серпуховского яруса нижнего карбона, башкирского яруса и нижнемосковского подъяруса на месторождениях Алибекмола, Восточный Акжар, Лактыбай, Жанатан, Восточный Мортук;
  • в первой карбонатной толще, представленной известняками и доломитами, имеющими возраст от раннемосковского подъяруса среднего карбона до касимовского яруса раннего карбона, где нефтегазоносны только отложения касимовского яруса на месторождении Алибекмола и нерасчлененные карбонатные породы на месторождениях Восточный Акжар, Каратюбе, Жанатан и Лактыбай;
  • в первой терригенной толще, включающей отложения ассельского, сакмарского и артинского ярусов нижней перми. Промышленные нефтегазоносные горизонты установлены: один – в ассельском, четыре – в сакмарском и два – в артинском ярусах, на месторождениях Восточный Акжар и Каратюбе.

Промышленная нефтегазоносность первой терригенной толщи впервые была выявлена на месторождении Кенкияк.

По первой и второй карбонатным толщам промышленная нефтегазоносность была отмечена впервые на месторождениях Жанажол, Синельниковское, Урихтау, Кожасай и Кенкияк.

Промышленные притоки нефти и газа получены из толщи терригенных отложений визейского яруса ниж­него карбона на площадях Восточный Акжар, Жанатан и Лактыбай [1].

Наличие промышленных притоков нефти и газа на площадях Жанатан (скв. 7), Лактыбай (скв. 14 и 27), Восточный Акжар (скв. 2, 3, 9, 10, 12) позволяет выделить отдельным объектом поисков терригенные отложения визейского яруса нижнего карбона.

Зональный резервуар, развитый в пределах Остансукского прогиба, образован песчано-алевролитоглинистыми отложениями ассельско-артинского возраста мощностью более 1300 м. В его пределах предполагается развитие резервуаров литологически ограниченного типа в сводовых частях поднятий, сложенных порово-трещинными коллекторами.

На запад от него распространен зональный резервуар, охватывающий площадь Темирской зоны поднятий, образованный терригенными песчано-алевролитоглинистыми породами ассельско-сакмарского-артинского возраста мощностью от 500 до 800 м и более, которая уменьшается в восточном направлении. На юго-запад от него прослеживается зональный резервуар в пределах Боржер-Акжарской тектонической ступени, сложенный песчано-алевролитоглинистыми осадками ассельско-сакмарско-артинского возраста мощностью от 400 до 600 м и более.

Восточнее Акжар-Боржерской зоны распространен резервуар, образованный песчано-алевролитоглинистыми осадками артинско-ассельского возраста, который охватывает Жанажол-Синельниковский, Урихтау-Кожасайский, Тускумский и Торткольский валы. Его мощность меняется от 0 до 500 м. В его пределах предполагается развитие локальных резервуаров литологически экранированных и ограниченных.

На Южном Каратюбе в верхнепермских отложениях была установлена промышленная нефтегазоносность под карнизом на склоне соляного массива. При испытании по отдельным интервалам верхнепермского продуктивного горизонта получены притоки нефти дебитом от 12,0 до 72,0 м3/сут. По материалам ГИС пласты-коллекторы характеризуются коэффициентом пористости 10,4-20,1 % и коэффициентом нефтенасыщенности 67-86 %. Эффективная толщина пластов-коллекторов изменяется от 0,6 до 5,6 м. Суммарная эффективная толщина продуктивных горизонтов варьирует по площади от 8,2 до 77,2 м. Залежь нефти на Южном Каратюбе прослеживается в пределы западного склона солянокупольной структуры Каратюбе. В поисковой скв.69 при испытании в интервалах глубин 2870-2910 и 2802-2864 м получен приток нефти дебитом соответственно 4,9 и 10,0 м3/сут при пластовом давлении около 3600 и 3800 Па.

На Западном Курсае в поисковой скв.101 в разрезе верхнепермских отложений при испытании в интервале глубин 1915-2018 м получен приток нефти и газа дебитом 2,7 м3/сут.

Таким образом, развитые в подкарнизных частях соляных куполов кунгура Жаркамысской зоны верхнепермские терригенные отложения выдвигаются как перспективный объект для поисков залежей нефти.

На юго-востоке Жанажол-Торткольской зоны валообразных поднятий, в зоне выклинивания нижнепермской подсолевой толщи, прослеживается зональный резервуар, сложенный карбонатно-терригенными образованиями мощностью 250 м и более, в него входят локальные резервуары на Южном Тускуме, Восточном Тортколе, Жанатане.

    Во внешней северной прибортовой зоне впадины выделяем резервуар, образованный морскими мелководными карбонатными осадками хемогенными и органогенными-рифогенными ассельско-артинского яруса и филипповского горизонта, мощностью 400-800 м. На юге граница этого резервуара проходит по бортовому уступу. Предполагается их развитие в рифогенных отложениях на Чинаревской структуре. В этом зональном резервуаре в пределах бортового уступа установлены промышленные залежи нефтегазоконденсата.

    Во внутренней прибортовой зоне впадины в пределах Карачаганак-Кобландинской ступени распространен резервуар, сложенный глинисто-карбонатными осадками, мощностью от 50 до 135 м. Карбонатные образования мощностью от 100 до 800 м образуют резервуар, приуроченный к рифовому массиву ассельско-артинского возраста, представленный массивным типом залежи на Карачаганакском месторождении [1]. Локальные резервуары, подобные Карачаганакскому, предполагается вскрыть на локальных структурах, осложняющих Карачаганак-Кобландинский вал. Однако остаются невыясненными перспективы карбонатного комплекса фаменского яруса верхнего девона, вскрытого бурением как на Карачаганакском месторождении (скв.14 и 15), так и на площади Рожковская (скв.Г-3).

Изученность строения подсолевого комплекса, его литология и структурные особенности по впадине неодинаковы, особенно границы распространения карбонатных и терригенных толщ. К настоящему времени по размерам выявленных ресурсов более благоприятными являются карбонатные породы, но не исключено, что эта картина отражает степень изученности проблемы. Характеристика терригенных отложений может измениться в этом отношении после открытия месторождений в продуктивных толщах, связанных с отложениями конусов выноса и палеорусел, а также другими ловушками неантиклинального типа.

Приоритет направления поисков нефти и газа на данном этапе связан все же с карбонатными комплексами северной акватории Каспийского моря. Эти массивы, расположенные в пределах Жылыойского карбонатного поднятия, рассматриваются в качестве главных объектов геолого-поисковых работ на ближайшие годы (рис.4). Находящиеся в непосредственной близости более погруженные карбонатные структуры Жылыойское, Исатайское, Восточно-Жамбайское, Трехбратская группа локальных поднятий, Приразломное, Кер-Оглы Южное, Нубар Южное, Кайран также требуют детального изучения. Вся эта карбонатная платформа подстилается мощной эйфельско-нижнефранской глинисто-карбонатной толщей, относимой к основному нефтематеринскому комплексу с высоким генерационным потенциалом.

 

Рис. 4. Литолого-палеогеографическая схема Кашаган-Тенгизской зоны и прилегающих территорий в поздневизей-башкирское время
1 – граница Прикаспийской впадины; 2 – тектонический шов; 3 – карбонатный уступ; 4 – изогипсы по отражающему горизонту П1, км; 5 – границы палеогеографических зон; 6 – граница распространения кунгурских солей; 7 – область сноса; 8 – море, мелководный шельф; 9 – море, более глубоководный шельф; 10 – гравелиты; 11 – песчаники; 12 – глины; 13 – карбонаты; 14 – рифогенные постройки; 15 – направление сноса терригенного материала; 16 – локальные структуры; месторождения: 17 – нефти, 18 – газонефтяные, 19 – газоконденсатные; 20 – нефтепроявления; 21 – региональные разломы

 

Основным, ведущим и направляющим фактором формирования, размещения и сохранения продуктивных толщ, зон нефтегазонакопления и отдельных месторождений является тектонический [3]. Этот контролирующий фактор почти на всем историческом пути развития региона действовал в положительном направлении. Господствовавшая в течение продолжительного времени тенденция к прогибанию привела к накоплению мощной толщи (до 15-16 км в центральной части впадины) осадочных пород. Это обеспечило прогрев захороненного рассеянного ОВ и прохождение его через все необходимые фазы преобразования. Мощный соленосный комплекс кунгура создал надежную изолирующую толщу для более древних подстилающих отложений.

Региональные геотектонические движения во многом определили фациальные границы распространения и мощности отложений осадочного комплекса Прикаспийской впадины, источники сноса на разных этапах эволюции бассейна. Все это и создало сложную картину распространения терригенных и карбонатных пород в палеозойском комплексе, крайне важную для нефтегазогеологического районирования и обоснованной оценки и прогноза перспектив нефтегазоносности [4].

Присутствие в разрезе нескольких мощных толщ, способных генерировать УВ, может обеспечить проявление целого ряда очагов или зон нефтегазообразования на разных глубинах и в разных частях региона.

Распределение промышленной нефтеносности подчиняется также основному контролирующему фактору – тектоническому (в региональном и локальном плане) при общей благоприятной литолого-фациальной (палеогеографической) обстановке.

Влияние литолого-фациального фактора нашло свое выражение в различных сочетаниях песчаных коллекторов и локальных (зональных) глинистых покрышек, связанных со сменой в разрезе и по площади обстановок, регулирующих содержание глинистых компонентов.

ВЫВОДЫ
В южной прибортовой части Прикаспийской впадины сформировалась обширная карбонатная платформа позднедевонского возраста. Нижнюю часть карбонатного разреза слагают слоистые шельфовые известняки верхнего девона, образующие единую карбонатную платформу, в пределах которой находятся крупные палеоподнятия – Астраханское и Жылыойское. Карбонатная Астраханско-Жылыойская верхнедевонская платформа охватывает почти всю акваторию Северного Каспия и прилегающие к морю прибрежные зоны.
Приоритет направления поисков нефти и газа на данном этапе связан с карбонатными комплексами позднедевон-каменноугольного возраста северной акватории Каспийского моря и прилегающей суши. Эти массивы рассматриваются в качестве главных объектов геолого-поисковых работ на ближайшие годы.
Развитые в подкарнизных частях соляных куполов кунгура верхнепермские терригенные отложения также выдвигаются как перспективный объект для поисков залежей нефти.
Во внешней и внутренней северной прибортовой зоне впадины перспективы обнаружения резервуаров, связанных с морскими мелководными карбонатными осадками хемогенными и органогенными-рифогенными ассельско-артинского яруса и филипповского горизонта, высоки. Предполагается их развитие на Чинаревской, Аксайской, Кобландинской структурах.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ:
1. Багринцева К.И. Условия формирования и свойства карбонатных коллекторов нефти и газа. – М.: Недра, 1999.
2. Белонин М.Д. Геологическое строение и оценка перспектив нефтегазоносности Северо-Каспийского региона / М.Д.Белонин, А.И.Димаков, Н.С.Окнова // Геология регионов Каспийского и Аральского морей. – Алматы: Казахстанское геологическое общество “КазГЕО”, 2004.
3. Жолтаев Г.Ж. Тектоника Большого Каспия // Нефть и газ. – 2003. – № 1.
4. Клещев К.А. Геодинамика и новые типы природных резервуаров нефти и газа / К.А.Клещев, А.И.Петров, В.С.Шеин. – М.: Недра, 1995.
5. Куандыков Б.М. Структурно-формационные комплексы и перспективы нефтегазоносности подсолевых отложений южных районов Прикаспийской впадины: Автореф. дис... докт. геол.-минер. наук, 1986.


©  Х.Б. Абилхасимов, Журнал "Геология Нефти и Газа" - 2007-6.
 

 

 

SCROLL TO TOP
viagra bitcoin buy

������ ����������� Rambler's Top100 �������@Mail.ru