WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

   Добро пожаловать!

На правах рукописи

Абилхасимов Хаирлы Бабашевич

«УСЛОВИЯ ФОРМИРОВАНИЯ ПРИРОДНЫХ РЕЗЕРВУАРОВ ПОДСОЛЕВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ ПРИКАСПИЙСКОЙ ВПАДИНЫ И ОЦЕНКА ПЕРСПЕКТИВ ИХ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ»

Специальность 25.00.12 – Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации на соискание ученой степени доктора геолого-минералогических наук

Москва – 2009 г.

Работа выполнена в Казахском национальном техническом университете (КазНТУ) им.К.И.Сатпаева и ФГУП Всероссийском научно-исследовательском геологическом нефтяном институте (ВНИГНИ).

Научные консультанты:

Доктор геолого-минералогических наук, профессор Багринцева Ксения Ивановна, ФГУП ВНИГНИ;

Официальные оппоненты:

Фортунатова Наталья Константиновна, доктор геолого-минералогических наук, профессор (ФГУП ВНИГНИ);

Бурлин Юрий Константинович, доктор геолого-минералогических наук, профессор ((МГУ им.М.В.Ломоносова);

Волож Юрий Абрамович, доктор геолого-минералогических наук, профессор (Геологический институт РАН);

Ведущая организация:

Российский государственный университет нефти и газа им. И.М.Губкина (кафедра геологии нефти и газа) г. Москва)

Защита состоится: «……» ………………………….. 2010 года в ….. 00 часов на заседании диссертационного совета Д216.015.01 при ФГУП Всероссийском научноисследовательском геологическом нефтяном институте (ВНИГНИ) по адресу: город Москва, ул.Шоссе энтузиастов, 36.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ФГУП ВНИГНИ.

Автореферат разослан «___» _______________ 2009 г.

Ученый секретарь Диссертационного Совета Иванова Т.Д.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. 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 углеводородного сырья связана с позднепалеозойским (докунгурским) комплексом и, главным образом, с карбонатными породами девонского и каменноугольного возраста. Природные резервуары характеризуются не только специфическим площадным развитием, сложными сочетаниями типов коллекторов и емкостно-фильтрационных параметров, но и дифференцированными особенностями нефтегазоносности в пределах локальных ловушек и в крупных зонах развития карбонатных комплексов. Указанные особенности до сих пор вызывают повышенный интерес к этим частям палеозойского разреза на суше и в акваториальной части Казахстанского сектора Каспийского моря. С крупными карбонатными массивами связываются и основные перспективы поисков новых крупных месторождений, которые будут определять уровень добычи в ближайшие десятилетия.

Открытие крупного Кашаганского месторождения и ряда перспективных структур в северной части акватории Каспия, доказывающие распространение на акваторию карбонатных массивов подсолевой палеозойской толщи делают данный регион весьма перспективным на поиски новых типов природных резервуаров. В связи с этим оценка перспектив нефтегазоносности, прогнозная оценка палеозойского комплекса представляет большой научный и практический интерес.

В рамках исследований проведен анализ строения, условий заложения и развития карбонатных массивов в юго-восточной части Прикаспийской впадины и современных концепций седиментологии и тектоники. Познание условий формирования, строения и особенностей размещения карбонатных природных резервуаров позволит достоверно прогнозировать перспективы открытия новых месторождений нефти и газа. С этих позиций проведенные исследования являются актуальными.

Цели и задачи исследований Целью настоящей работы является выявление закономерностей строения, условий формирования природных резервуаров в палеозойском комплексе и оценка перспектив нефтегазоносности исследуемого региона. Для достижения этой цели решались следующие задачи:

• проанализировать и обобщить имеющиеся геолого-геофизические материалы с единых методологических позиций, увязать полученные новые сейсмические материалы исследуемой территории с существующими данными для создания единой геологической модели исследуемого региона;

• провести палеогеографические реконструкции основных этапов развития палеозойского осадочного бассейна;

• разработать тектоно-седиментационную модель строения Прикаспийской впадины;

• провести типизацию разрезов карбонатных платформ в пределах бортовых зон Прикаспийской впадины, с целью выявления влияния этапов седиментации и блоковой структуры фундамента;

• определить основные факторы, определяющие формирование и сохранение природных резервуаров;

• выявить особенности строения и закономерности размещения природных резервуаров в палеозойском комплексе Прикаспийской впадины;

• провести оценку перспектив нефтегазоносности палеозойского комплекса Прикаспийской впадины.

Научная новизна Проведены палеогеографические реконструкции и составлены литолого• палеогеографические карты основных этапов развития позднепалеозойского осадочного бассейна, которые отражают особенности формирования седиментационных комплексов Прикаспийской впадины.

Обоснованы области формирования источников сноса и минеральный состав сносимого • терригенного материала. Доказано существование близких источников сноса (в позднепалеозойское время) с Урала и Северного Устюрта (возвышенные денудационные равнины) с развитыми корами выветривания. Сносимый во впадину обломочный материал по составу обломков и парагенезу глинистых минералов существенно отличается в пределах бассейна. Это позволило выделить на Южно-Эмбинском поднятии конусы выноса - Шолькаринский, Тортайский, Восточно-Табынайский и Арман-Аиршагыльский, а вдоль восточного борта – Остансук-Джурунский, Коздысай-Акжарский и Восточно-Жанажольский.

• Проведена типизация разрезов карбонатных платформ в пределах бортовых зон Прикаспийской впадины, которая позволила выявить связь условий осадконакопления и блоковой структуры фундамента;

Обосновано наличие единой карбонатной платформы на юге Прикаспийской впадины, • сформированной в позднем девоне и охватывающей значительную площадь. На ней сформированы выявленные крупные карбонатные постройки – Тенгиз, Королевское, Кашаган, Южная и Астраханское.

• Обосновано выделение карбонатных построек позднедевонско-раннепермского нефтегазоносного комплекса как новых и перспективных объектов нефтепоисковых работ в Прикаспии (Айранколь и Алтынкулак – на Гурьевско-Кульсаринском своде, Кобланды и Тамды на Кобланды-Тамдинском вале, Бестау в Эмбинско-Актюбинской зоне дислокаций).

• Выявлены принципиальные различия в строении природных резервуаров. В предлагаемой классификационной схеме отражены: условия осадконакопления, возраст, тип залежи, изменчивость состава пород, постседиментационных процессов, типы и классы коллекторов.

Установлены закономерности пространственного распространения природных резервуаров.

• Проведена оценка перспектив нефтегазоносности Прикаспийской впадины на основе нефтегазогеологического районирования и выделены районы и зоны, различные по степени нефтегазоперспективности.

Практическое значение работы и реализация результатов исследований Систематизированный геолого-геофизический материал, полученный по результатам новых геологоразведочных работ за период 1991-2008 годы по месторождениям Прикаспия, используется в новом проекте «Комплексная оценка перспектив нефтегазоносности осадочных бассейнов Республики Казахстан» в рамках государственного геологического изучения недр 20092011 гг.».

Полученные новые данные геологоразведочных работ, проведенных в последние годы в пределах Прикаспия, учтены в составленных автором проектах разведки и позволили рекомендовать постановку глубокого бурения на поисково-разведочных объектах. На юго-востоке - на Жубантам-Жусалысайской группе структур, на востоке в пределах разведочного блока Жаркамыс Восточный I, на площадях Бозоба, Тускум, Байганин, Киндысай, Жагабулак. На севере – разведочный блок Аксай, а также на Карачаганак-Кобландинском выступе.

На основе новых геолого-геофизических данных проведена оценка перспектив нефтегазоносности Прикаспийской впадины, автором составлена схема перспектив нефтегазоносности подсолевого палеозойского комплекса Прикаспийской впадины.

Проведенная оценка ресурсов углеводородного сырья служит основой прогноза развития минерально-сырьевого комплекса Республики Казахстан и моделирования состояния минеральносырьевой базы.

ОСНОВНЫЕ ЗАЩИЩАЕМЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1. Различная продолжительность этапов седиментации и блоковая структура фундамента предопределили пространственное размещение карбонатных платформ в Прикаспийской впадине.

Наиболее интенсивное карбонатонакопление протекало на юге Прикаспия в пределах ТенгизКашаганской платформы, где за счет расширения площади карбонатонакопления в позднем девоне образовалась единая Астраханско-Жылыойская карбонатная платформа, которая занимает всю современную акваторию Северного Каспия и прилегающие к ней прибрежные участки.

В восточной и юго-восточной частях Прикаспийской впадины за счет сближения Урала и Северо-Устюртского блока, области карбонатонакопления резко сократились, и образовалась узкая полоса карбонатных платформ – Темирская, Жанажольская и Южно-Эмбинская.

На севере Прикаспийской впадины карбонатонакопление продолжалось наиболее длительный период, что обеспечило создание мощной Карачаганакской платформы с широким стратиграфическим диапазоном отложений.

Выявлены новые нефтеперспективные структуры: на севере и северо-востоке - Кобланды, Бестау, Тамды; на юге и юго-востоке – Буиыргын, Кокмай, Мынтобе, Новобогатинское, Сорочинка, Айранколь, Алтыкулак.

2. Принципиальные различия в строении природных резервуаров обусловлены сложным и неодназначным воздействием тектоно-седиментационных процессов, что проявилось в различном литологическом составе, генезисе продуктивных толщ, изменчивости типов и свойств коллекторов. Это отражено в предложенной схеме сравнительных характеристик месторождений.

Интенсивное карбонатонакопление проходило в различных временных отрезках палеозоя с образованием рифовых и шельфовых толщ, с наличием длительных региональных перерывов, что способствовало развитию процесса выщелачивания.

3. Обоснованы области формирования источников сноса и минеральный состав сносимого терригенного материала. Доказано существование близких источников сноса (в позднепалеозойское время) с Урала и Северного Устюрта с развитыми корами выветривания.

Сносимый во впадину обломочный материал по составу обломков и парагенезу глинистых минералов существенно различается. Это позволило выделить в пределах Южно-Эмбинского поднятия конусы выноса - Шолькаринский, Тортайский, Восточно-Табынайский и АрманАиршагыльский, а вдоль восточного борта – Остансук-Джурунский, Коздысай-Акжарский и Восточно-Жанажольский.

4. Оценка нефтегазоносности палеозойских отложений, разработанная на основе позволила выделить области и зоны, различные по нефтегазогеологического районирования, степени перспективности.

Приоритет направления поисков нефти и газа связан с карбонатными комплексами позднедевонско-раннепермского возраста.

Апробация работы Материалы исследований изложены в отчетах ИГН им.К.Сатпаева НАН РК за 1985г., КазНТУ им.Каныша Сатпаева и АО “Атыраунефтегазгеология”, 1988 и 1991, «Эмбамунайгаз» 1999-2002 гг., 2003 г. ЦТИ «Казмунайгаз». Основные научные положения диссертации докладывались на различных Республиканских, Всесоюзных и Международных конференциях и симпозиумах (Москва, Баку, Львов, Алматы и др.), в которых автор принимал участие: Республиканская конференция молодых ученых и специалистов по проблемам геологии и геофизики (Баку, 1988), Всесоюзная конференция молодых ученых и специалистов «Методологические принципы прогноза поисков и разведки нефти и газа» (Москва, 1990), Международный симпозиум, посвященный 100-летию К.И.Сатпаева (Алматы, 1999), Республиканская конференция «Научно-технологическое обеспечение изучения недр Казахстана» (Кокшетау, 2000), Международная конференция «Проблемы и перспективы нефтегазовой отрасли Казахстана» (Алматы КазНТУ, 2001). Международная конференция «Геология регионов Каспийского и Аральского морей» (Алматы, 2004). Международная конференция, посвященная 70летию КазНТУ им.К.И.Сатпаева (Алматы 2004), Международная научно-практическая конференция «Проблемы и перспективы развития нефтяной промышленности Казахстана» (Алматы – 2005), Международная конференция «Проблемы нефтегазоносности Прикаспия» (Москва, 2007), Международная конференция и выставка «Нефть и газ юга России, Черного, Азовского и Каспийского морей-2009» (г.Геленджик, 2009). Опубликовано более 40 работ в журналах: «Геология нефти и газа», «Газовая промышленность», «Вестник» и «Известия» АН Республики Казахстан, «Вестник» КазНТУ им.К.И.Сатпаева, в монографии "Тектоно-седиментационная модель строения и оценка нефтегазоносности палеозойского комплекса юго-востока Прикаспийской синеклизы", изданной в 2003 г. в г.Москве.

Использованные материалы В основу данной диссертации положен фактический материал, собранный лично автором в процессе работы в научно-исследовательской лаборатории Казахского национального технического университета за период с 1987 по 2007 годы. Отобрано и проанализировано свыше 1500 образцов кернового материала по территории Прикаспийской впадины.

Анализы образцов пород проводились в научно-исследовательской лаборатории ВНИГНИ (г.Москва), КазНТУ им.К.И. Сатпаева, Центральной лаборатории АО «Южказгеология». В работе использованы геолого-геофизические материалы АО «Атыраунефтегазгеология», треста «Саратовнефтегеофизика», Атырауской геофизической экспедиции, КазНИГРИ (г.Атырау), а также институтов России ВНИГНИ, ВНИГРИ, ИГиРГИ и РГУ им. Губкина.

Использовались фондовая и опубликованная литература по геологии и нефтегазоносности, тектоники плит, литолого-фациальным и петрофизическим исследованиям пород-коллекторов и покрышек подсолевого комплекса рассматриваемого региона: Г.Е.-А. Айзенштадта, Л.З.Ахметшиной, К.И.Багринцевой, М.Д.Белонина, З.Е.Булекбаева, Ю.К.Бурлина, Б.А.Быкадорова, Ю.А.Воложа, Э.С.Воцалевского, В.П.Гаврилова, Р.Г.Гарецкого, Н.Б.Гибшман, И.Б.Дальяна, А.И.Димакова, А.Н.Дмитриевского, Г.Ж.Жолтаева, А.К.Замаренова, Л.П.Зоненшайна, В.Д.Ильина, Т.Д.Ивановой, С.М.Камалова, О.А.Карцевой, К.А.Клещева, В.Н.Кривоноса, Б.М.Куандыкова, Н.Е.Куантаева, Л.Н.Кузьмина, Н.Я.Кунина, В.В.Липатовой, М.И.Лоджевской, С.П.Максимова, О.Н.Марченко, В.С.Мильничука, Л.И.Натапова, Н.В.Неволина, В.П.Николенко, О.С.Обрядчикова, С.М.Оздоева, Н.С.Окновой, А.И.Петрова, В.М.Пилифосова, А.Пронина, Б.К.Прошлякова, Р.Б.Сапожникова, Б.А.Соловьева, М.И.Тарханова, О.С.Туркова, В.Е.Хаина, В.С.Шеина, А.Е.Шлезингера, Д.А.Шлыгина, Н.К.Фортунатовой, А.Л.Яншина.

Автор выражает глубокую признательность за постоянную помощь и ценные советы в подготовке диссертации научному консультанту - доктору геолого-минералогических наук, профессору К.И.Багринцевой.

Успешному выполнению работы способствовало творческое содружество с докторами геолого-минералогических наук: Г.Ж.Жолтаевым, К.А. Клещевым, В.С.Шеиным, Ю.А.Воложем, М.И.Лоджевской, Х.Х.Парагульговым, А.И.Петровым. Всем перечисленным ученым автор выражает признательность.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Глава 1. Современное состояние изученности геологического строения Прикаспийской впадины. В литературе существует несколько тектонических схем строения Прикаспия, которые можно объединить в две большие группы по теоретической концепции. Первая группа тектонических карт основана на концепции геосинклиналей фиксистского толка (А.Л.Яншин, А.А.Абдулин, Н.В.Неволин, Р.Г.Гарецкий, Л.Г.Кирюхин и др.).

Вторая группа тектонических карт составлена с позиции тектоники плит (Л.П.Зоненшайн, К.А.Клещев, Л.Н. Кузьмин, Л.М. Натапов, В.С.Шеин, В.М. Пилифосов, Э.С. Воцалевский, А.М.Акрамходжаев) с выделением многочисленных микроконтинентов, разделенных в палеозое палеоокенами. Зоны дислокаций палеозоя между древними микроконтинентами узкие и вытянуты на большие расстояния. Они не отличаются активным магматизмом, сильной дислоцированностью пород, и устанавливаемые зоны надвигов по морфологии напоминают инверсионные структуры, чем шарьяжные пластины. По их построениям Северо-Устюртская, Каракумская микроплиты в девоне и карбоне отделялись от Восточно-Европейской плиты океаном шириной 4000-5000 км; они полагают, что сочленение Прикаспия с Северным Устюртом произошло по зоне субдукции, происшедшей в визе при закрытии океана.

К.А.Клещев, В.С.Шеин, А.И.Петров, С.Ю.Банковский, Т.Д.Иванова провели детальные палеогеодинамические реконструкции плит юго-восточной части Восточно-Европейского континента в позднепалеозойское время с составлением фациально-палеогеографических карт.

Согласно этим исследованиям в позднем девоне-раннем карбоне произошло раскрытие Центрально-Прикаспийского рифта с образованием глубокого залива Уральского палеоокеана, на периферии которого формировались пассивные окраины. В их пределах накапливались мощные толщи карбонатно-терригенных образований, а в зоне рифта - глубоководные кремнистоглинистые породы с базальтами и редкими включениями карбонатных пород. Прикаспийский бассейн состоит из нескольких генетически различных суббассейнов, имеющих собственные очаги генерации и аккумуляции. Наиболее важными из них являются суббассейны:

1) пассивных континентальных палеоокраин, не раздробленных столкновением плит (Карачаганакский, Приуральский, Биикжальский);

2) пассивных континентальных палеоокраин, края которых осложнены столкновением плит и преобразованы в зоны надвигов (Актюбинско-Зилаирский, ЮжноЭмбинский, Каракульский);

3) трансформных континентальных палеоокраин (Аралсорский, Кзылджарский);

4) межконтинентальных рифтов (Центрально-Прикаспийский).

Расшифровка геологического строения и оценка перспектив нефтегазоносности предложена с использованием теории многоярусной тектоники плит, где перемещение плит происходит не только по астеносфере, но и по другим поверхностям, оболочкам литосферы.

В.П.Гаврилов, Л.И.Лобковский, В.Е.Хаин, В.Г.Трифонов, Г.Ж.Жолтаев, S.H.Kirbi, A.K.Kronenberg, G.Ranalli, D.C/Murphy принимают двухярусный вариант проявления тектоники плит, что позволяет успешно преодолевать трудности при анализе геологических процессов регионального масштаба, внутриплитных движений и деформаций.

Г.Ж.Жолтаев (1998, 2004, 2005) считает, что в нынешних границах Прикаспийской синеклизы (впадины) в докунгурское время существовало несколько самостоятельных осадочных бассейнов, различавшихся по динамике погружения и интенсивности прогрева пород в девоне, карбоне и ранней перми. В зависимости от геодинамических условий каждый прошел характерный для него эволюционный путь развития. Он выделил три осадочных бассейна: на востоке - пассивной континентальной окраины, на западе – платформенный, на юге - Южно-Прикаспийский осадочный бассейн, приуроченный к континентальному поперечному Южно-Эмбинскому рифту девонского возраста. Разделяющие эти три бассейна Гурьевское и Кенжалинское поднятия временами служили областями сноса осадков и не препятствовали непрерывному сообщению бассейнов между собой. Г.Ж.Жолтаев показывает, что структурная эволюция Южно-Эмбинского поднятия, восточного борта Прикаспия и Урала связана с открытием и закрытием Уральского палеоокеана в среднем-позднем палеозое. В результате процессов рифтообразования и непродолжительного спрединга Уральский палеоокеан в позднедевонско-каменноугольное время сократился, а палеоокеанические отложения были деформированы позднепалеозойской коллизией этих плит.

Сейсмостратиграфический анализ осадочных бассейнов с построением стратиграфических разрезов и моделей, геологических разрезов и стратиграфических сопоставлений проведен многими исследователями, что наиболее полно отражено в работах Соловьева Б.А., Пилифосова В.М., Воцалевского Э.С., Куандыкова Б.М., Туркова О.С., Обрядчикова О.С., Дальяна И.Б.

Из последних работ можно выделить обобщение по Каспийскому региону, выполненное группой ученых ГИНа - Ю.А. Воложем, В.А.Быкадоровым, М.П Антиповым, Е.Е. Куриной и др., 2007 г.

Литолого-фациальные исследования, седиментационное моделирование осадочных бассейнов в последние годы значительно пополнились благодаря эволюции представлений геологов о процессе осадконакопления (Тимофеев П.П., 1975; Кузнецов В.Г., 1978, 2003; Уилсон Дж., 1980;

Фортунатова Н.К., 1988, 1999, 2007; Handford C.R, Louks R.G., 1993; Lowrence D.T., 1994, Жемчугова В.А., Мельников С.В., Данилов В.Н. и др., 2001, Tucker M.E., Wright, 1996, Дж.Л.Уилсон,1980.

В решение проблемы изучения карбонатных пород - коллекторов нефти и газа внесли свой вклад А.И.Конюхов (1976), Е.М.Смехов (1974, 1985), Ф.И.Котяхов (1977), К.И.Багринцева (1965, 1977, 1982, 1986, 1999), Я.Н.Перькова (1966, 1982, 1985), Л.П.Гмид (1968, 1970, 1985), Ю.И.Марьенко (1978, 1986), Г.Е.Белозерова (1979, 1986), В.Н.Киркинская (1981), Б.К.Прошляков, В.Г.Кузнецов (1981), А.Н.Дмитриевский (1982, 1986, 1992), Т.Т.Клубова (1984), а также зарубежные исследователи: Г.Арчи (1952), Д.Агульер (1978), А.И.Леворсен (1959, 1970), Т.Сандер (1967), Г.В.Чилингар, Г.Биссел, Ф.Фейрбридж (1970, 1992), Т.Голф-Рахт (1986) и др.

Проблемные вопросы выделения и оценки сложных типов карбонатных коллекторов промыслово-геофизическими методами (ГИС) изложены в монографических работах Р.Дебранта (1972), В.М. Добрынина (1983), В.Н.Дахнова (1960, 1980), Б.А.Александрова (1979), С.С.Интерберга, Г.А.Шнурмана (1984), В.И.Ильинского и А.Ю.Лимбергера (1981), Б.Ю.Вендельштейна, М.Г.Латышевой (1986), Г.М.Золоевой, Н.В.Фармановой, Н.В.Царевой (1977), В.Ф.Козяра (1986).

Багринцевой К.И. проведен анализ условий формирования и свойств карбонатных коллекторов нефти и газа (1999, 2007, 2008), результаты которых обобщены в виде Атласа карбонатных коллекторов месторождений нефти и газа Восточно-Европейской и Сибирской платформ (2003).

Проведенные в последние годы исследования развития карбонатных построек: Тенгиза, Кашагана, Карачаганака, Жанажола, Алибекмолы и других, а также, по казахстанскому сектору Каспийского моря позволили создать большую информационную базу, которая до настоящего времени не сведена воедино по Республике Казахстан и не рассмотрена с единых научнометодических позиций. В связи с этим, в настоящей работе сделана попытка провести анализ текущей геолого-геофизической изученности по Прикаспийской впадине за последние 20 лет.

Для достижения этой цели проанализированы и увязаны данные сейсмических и литологофациальных исследований. Использовались материалы обобщений, выполненных ранее другими исследователями. На основе этих материалов проведен анализ тектонических и седиментационных обстановок в позднем палеозое Прикаспийской впадины.

Глава 2. Геологическое строение Прикаспийской впадины. Прикаспийская впадина площадь которой более 500 км2 занимает краевое положение в пределах юго-восточной части Восточно-Европейской платформы. Западная и северная границы впадины проводятся по нижнепермскому тектоно-седиментационному карбонатному уступу, отделяющему ее от ВолгоУральской провинции и Приволжской моноклинали. На востоке впадина обрамлена складчатыми сооружениями Урала и Мугоджар, на юго-западе - отделяется Донецко-Астраханским краевым швом от Скифской плиты. С запада и севера она ограничена областями неглубокого фундамента (3-6 км), поверхность которого к её центральной части увеличивается до глубин 15-20 км.

Строение фундамента Прикаспийской впадины носит выраженный блоковый характер, контрастно прослеживаемый в региональном плане. Четко фиксируемые мегаблоки, дифференцированные по особенностям структуры поверхности фундамента и ограничивающих их крупнейших разломов делятся системой радиальных нарушений на дополнительные блоки. К ним, в первую очередь, относятся Северная зона дислокаций, Западная зона дислокаций, ЦентральноПрикаспийская депрессия, Эмбинско-Актюбинская зона дислокаций и Северо-Каспийская зона сводовых поднятий. Составленная автором схема структурно-тектонического районирования фундамента (рис. 1) имеет некоторые принципиальные отличия от схем, составленных другими учеными. Северо-Каспийскую зону сводовых поднятий некоторые исследователи объединяют с Жаркамысско-Темирской в одну Астраханско-Актюбинскую зону сводовых поднятий, основываясь главным образом на относительно неглубоком залегании здесь поверхности фундамента. Такое объединение структур в одну нам представляется неправомерным. ГурьевскоКульсаринское сводовое поднятие по подсолевым палеозойским отложениям от ЖанажолТорткольской зоны поднятий отделяется узким протяженным прогибом, в котором мощность подсолевого палеозойского комплекса возрастает до 2,5-4,0 км. Морфология структур подсолевого палеозойского комплекса Северо-Каспийской зоны сводовых поднятий и Тортколь-Жанажольской зоны валообразных поднятий резко различна. Если в первой зоне преобладают изометричные структуры (своды, купола), то во второй зоне чаще встречаются вытянутые, линейные структуры (валы, прогибы). Имеются существенные различия и в литолого-фациальном составе пород палеозойского подсолевого комплекса этих зон.

Северная зона дислокаций протягивается от Межузенского вала на западе до Новоалексеевского прогиба на востоке. Крупные тектонические элементы в пределах этой зоны:

Северная бортовая зона, Карачаганак-Кобландинская тектоническая ступень, Новоузеньская моноклиналь, Оренбургская система моноклиналей. Поверхность фундамента ступенчато вдоль разломов погружается вглубь впадины от 4,0 км на севере (Северной бортовой зоне) до 19,0 км на юге (Оренбургская система моноклиналей).

Западная зона дислокаций отделяется от Северной зоны дислокаций Межузенским валом, который является продолжением во впадину Пачелмского авлакогена. Разломами различного простирания поверхность фундамента в пределах грабена разбита на отдельные приподнятые и опущенные блоки, в пределах которых выделяются отдельные структуры: Западная бортовая зона, Паласовская зона сводовых поднятий, Волгоградская система моноклиналей. Поверхность фундамента ступенчато погружается от 6,2 км в Западной бортовой зоне до 16,0 км в Волгоградской системе моноклиналей.

В Центрально-Прикаспийской депрессии выделяемые поверхности фундамента приподнятые и опущенные блоки имеют общую региональную тенденцию погружения к центру впадины. Выделяется крупные структуры: Хобдинско-Санкебайский прогиб, Межузеньский вал, Сарпинский прогиб, Северо-Атырауская система моноклиналей. В пределах Северо-Атырауской системы моноклиналей поверхность фундамента погружается с 9,0 км на юге до 22,0 км к центральной части впадины.

Северо-Атырауская система моноклиналей на юге плавно переходит в Северо-Каспийскую зону сводовых поднятий субширотного простирания. В ее пределах выделяются: Астраханское сводовое поднятие, Мынтобинско-Новобогатинская зона поднятий, Гурьевско-Кульсаринская зона поднятий. Глубины по поверхности фундамента изменяются от 7,0 км до 11,0 км.

Эмбинско-Актюбинская зона дислокаций протягивается вдоль южного и восточного бортов впадины, от Южно-Эмбинского поднятия на юге до Новоалексеевского на северо-востоке.

Поверхность фундамента в пределах восточного борта разрывными нарушениями разбита на систему «клавиш», в пределах которых в процессе дифференцированных подвижек, образовались крупные валообразные выступы и впадины. На востоке, вдоль борта впадины, на границе с Новоалексеевским прогибом, выделяется Актюбинская зона поднятий и Остансукский прогиб.

Темирская, Жанажол-Торткольская зоны валообразных поднятий и Боржер-Акжарская тектоническая ступень по поверхности фундамента имеют глубины от 7,0 до 9,0 км. Западнее от нее выделяются Коскульско-Байганинская зона поднятий с глубинами по поверхности фундамента от 8,0 до 10,0 км и Западно-Байганинская моноклиналь, плавно погружающаяся к центру впадины с глубинами до 16,0 км.

Терескенский прогиб протягивается вдоль восточного борта к югу, и разделяется тектоническим разломом от Тугаракчанского прогиба, глубины в котором колеблются от 7,0 до 12,0 км. Вдоль юго-восточного борта впадины выделяется обширное Южно-Эмбинское поднятие с глубинами по поверхности фундамента от 5,0 до 9.0 км.

Выделяемые на поверхности фундамента крупные структурные элементы и подвижки блоков фундамента, оказывали первостепенное влияние на структурный план осадочных отложений, в одних случаях способствуя образованию положительных, в других - отрицательных структур.

50 52 54 56 Уральск Центрально-Прикаспийская зона де III-15 0 15 30 45 60 км 46 48 50 52 54 УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ ТЕКТОНИЧЕСКИЕ ЭЛЕМЕНТЫ I - СЕВЕРНАЯ ЗОНА ДИСЛОКАЦИЙ III - СЕВЕРО-КАСПИЙСКАЯ ЗОНА I-1 Северная бортовая зона СВОДОВЫХ ПОДНЯТИЙ I-2 Карачаганакско-Кобландинская тектоническая ступень III-1 Астраханское сводовое поднятие I-3 Новоузеньская моноклиналь III-2 Мынтобинско-Новобогатинская I-4 Оренбургская система моноклиналей зона поднятий III-3 Гурьевско-Кульсаринская зона II ЭМБИНСКО-АКТЮБИНСКАЯ ЗОНА ДИСЛОКАЦИЙ сводовых поднятий II-1 Актюбинская зона поднятий IV - ЦЕНТРАЛЬНО-ПРИКАСПИЙСКАЯ II-2 Оcтанcукcкий прогиб ЗОНА ДЕПРЕССИЙ II-3 Темирская зона валообразных поднятий IV-1 Хобдинско-Санкебайский прогиб II-4 Жанажол-Торткольская зона валообразных поднятий IV-2 Межузеньский вал II-5 Боржер-Акжарская тектоническая ступень IV-3 Сарпинский прогиб II-6 Коскульско-Байганинская зона поднятий IV-4 Северо-Атырауская система II-7 Западно-Байганинская моноклиналь моноклиналей II-8 Новоалексеевский прогиб II-9 Терескенский прогиб V - ЗАПАДНАЯ ЗОНА ДИСЛОКАЦИЙ II-10 Южно-Эмбинское поднятие V-1 Западная бортовая зона II-11 Тугаракчанский прогиб V-2 Паласовская зона сводовых поднятий V-3 Волгоградская система моноклиналей I - СЕВЕРНАЯ ЗОНА ДИСЛОКАЦИЙ Изогипсы поверхности фундамента Основные разломы II - ЭМБИНСКО-АКТЮБИНСКАЯ ЗОНА ДИСЛОКАЦИЙ Граница Прикаспийской впадины III - СЕВЕРО-КАСПИЙСКАЯ ЗОНА СВОДОВЫХ ПОДНЯТИЙ Граница крупных структурных элементов IV - ЦЕНТРАЛЬНО-ПРИКАСПИЙСКАЯ ЗОНА ДЕПРЕССИЙ Граница средних структурны х элементов V - ЗАПАДНАЯ ЗОНА ДИСЛОКАЦИЙ Государственная граница Рис.1. Схема структурно-тектонического районирования фундамента Прикаспийской впадины. (Составил Х.Б.Абилхасимов с использованием материалов ИГН им.К.И.Сатпаева, ВНИГНИ, Гурьевнефтегазгеология).

с с и й п р е й е л а н и л к о н о м а б м и е г т о с р и п с я й р а.

и В к к о с с л д г н а а и р п г р о г а л С о В Е Р О М Е О К С Й И П С А К.

Характерной особенностью разреза осадочного чехла является наличие мощной (до 5 км) соленосной толщи нижнепермского возраста, которая разделяет весь разрез на подсолевой и надсолевой структурно-формационные комплексы.

Толщина подсолевых отложений изменяется от 3 до 4 км в прибортовых зонах, до 10 км в ее центральной части. В подсолевых отложениях Прикаспийской впадины выделяется ряд крупных структурных элементов, которые осложнены структурами более низкого ранга: линейновытянутыми мегавалами, валами, куполовидными поднятиями и рифогенными постройками. В подсолевых отложениях Прикаспийской впадины выделено большое число газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений, среди которых наиболее значительные - Астраханское, Карачаганак, Жанажол и Тенгиз. Перспективы их связаны с подсолевыми карбонатными отложениями палеозоя внутренних бортовых зон Прикаспийской впадины. Сложное строение подсолевых отложений, резкая изменчивость литологического состава, наличие многочисленных перерывов в осадконакоплении, и недостаточная освещенность их бурением не позволяют однозначно трактовать особенности структуры и истории геологического развития Прикаспийской впадины. Именно этим объясняется существование нескольких моделей строения подсолевого комплекса.

Подсолевые палеозойские отложения развиты в пределах Прикаспийской впадины повсеместно. Толщина подсолевых палеозойских отложений в пределах Прикаспийской впадины изменяется в широком диапазоне от 1 до 8 км. Наблюдается чередование зон повышенной и сокращенной толщин этих отложений, обусловленное главным образом дифференцированными вертикальными подвижками блоков фундамента.

В пределах Северо-Каспийской зоны сводовых поднятий (Мынтобинском, Новобогатинском, Гурьевско-Кульсаринском поднятиях) толщина подсолевого палеозойского комплекса сокращена и составляет порядка 1,0-1,5 км, возрастая на склонах поднятий и в седловинах до 2-3 км и более.

Сокращение толщин этих отложений здесь происходит за счет структур в докунгурское время и вследствие подъема фундамента и размыва накопленных толщ в тектонические активные периоды. Наиболее резкое сокращение подсолевого разреза отмечается для нижнепермских и каменноугольных отложений.

Южнее Гурьевско-Кульсаринского сводового поднятия расположена Тенгиз-Каратонская зона поднятий, в пределах которой мощность подсолевых палеозойских отложений возрастает от 3,км на севере до 7,0 км на юге. В пределах суши подсолевой разрез этой зоны сложен преимущественно докунгурскими карбонатными породами нижней перми, карбона и девона.

В пределах Тугаракчанского прогиба (Южно-Эмбинского палеозойского поднятия) видимая мощность палеозойских образований достигает 4-8 км. В раннепалеозойское время сформировался широкий прогиб, на месте которого в позднепалеозойское время в результате инверсии и последующего воздымания сформировалось крупное поднятие. В предъюрский и более ранние периоды тектонической активности палеозойские породы Южно-Эмбинского поднятия подверглись денудации, вследствие чего местами породы залегают на отложениях девона.

На востоке, в пределах Темирской зоны валообразных поднятий толщины этих отложений уменьшаются до 2,0-2,5 км. В сторону Остансукского прогиба толщины подсолевого палеозойского комплекса резко возрастают и в пределах прогиба достигают 4,0-5,0 км и более.

Толщины подсолевых палеозойских отложений в Северо-Атырауской системе моноклиналей достигают 5-7 км и более.

К северо-востоку выделяется крупный Новоалексеевский прогиб, в пределах которого толщины подсолевого палеозоя составляют 4,0-5,0 км.

В пределах Cеверной зоны дислокаций толщины подсолевого палеозойского комплекса сокращены и составляют 1,0-3,0 км. Зоны сокращенной и несколько увеличенных толщин подсолевого палеозоя вытянуты вдоль борта впадины, согласно простиранию крупных структур.

Толщины палеозойских отложений Прикаспийской впадины и определенное сходство их литологического состава позволяет придерживаться высказанного многими исследователями мнения, что геологическое развитие Прикаспийской впадины в палеозойское время во многом сходно с развитием юго-восточной части Русской плиты.

Из других особенностей отметим значительные проявления вулканизма на рубеже раннего - позднего визе, устанавливаемые по литологическим исследованиям керна глубоких скважин на площадях юго-восточной части Прикаспийской впадины (Бекбулат, Тортай, Тенгиз и др.) и полуострова Бузачи (С.Каражанбас, В.Каратурун, Арман, Култай). Отмечаемые в аргиллитовотерригенном комплексе визе пачки вулканомиктовых песчаников и алевролитов (Бекбулат, Тенгиз и др.) и даже покровов андезит-дацитовых лав (С.Каражанбас), толщиной от несколько десятков до полутора сотен метров, позволяют сделать вывод о близких источниках сноса вулканогенного материала на рубеже тульского и алексинского времени визейского века.

Геологические данные позволяют говорить о существовании и разрушении древних вулканических дуг, являвшихся источником обломочного вулканогенного материала на протяжении девона и карбона.

Граувакковые комплексы позднего девона - раннего турне и позднего турне - раннего визе юго-востока Прикаспия в значительной степени сложены продуктами размыва андезитовых лав в виде пачек, пластов, слоев, нередко с примесью пирокластического материала. Уменьшение размеров зерен и количества вулканогенного и пирокластического материала в направлении от свода Южно-Эмбинского поднятия в дистальную часть бассейна свидетельствует о том, что источники сноса располагались к югу от Южно-Эмбинской области. Об этом также однозначно свидетельствуют и данные сейсморазведки, согласно которым указанные граувакковые комплексы имеют клиноформное строение с падением к северо-западу. Возможными источниками вулканогенного материала являлись древние вулканические дуги или отдельные вулканы в указанной области.

Островодужный вулканизм проявлялся на Южном Урале и был растянут во времени от среднего ордовика до среднего карбона и перемещался с запада на восток (Л.П.Зоненшайн, М.И.Кузьмин, Л.М.Натапов, 1990). В исследованиях, проведенных Б.А.Соловьевым, Г.Н.Юрель, Н.В.Павлиновой (1991), Т.И.Гальяновой, В.Н.Кривонос, В.В.Липатовой, а также независимо от них автором (1987-1992), позднее А.Прониным, Л.Г.Никитиной установлено широкое развитие вулканогенных образований. По результатам магнитометрических исследований в пределах Мынтобинско-Новобогатинской зоны поднятий выявлены аномалии, говорящие о наличии зон метосоматизма, связанных с вулканической деятельностью.

Проявления вулканизма – в конце раннего визе и в ассель-сакмарское время связаны с формированием складчатых поясов в пограничных областях с юго-восточной прибортовой зоной Прикаспийской впадины.

Артинский век также был периодом достаточно активного проявления вулканизма в юговосточной части Прикаспийской впадины. На площадях Маткен, Арман, Сазтобе, Тенгиз и др. в составе артинского комплекса описаны породы, содержащие значительное количество продуктов вулканизма (обломки эффузивных пород, пепловые туфы андезитового состава, витротуфы, игнимбриты и др.), свидетельствующие о том, что эта фациальная зона находилась в непосредственной близости к очагу активного вулканизма.

По этому поводу существует несколько противоположных точек зрения:

1) источником нижнекаменноугольного пирокластического материала служили вулканы Донецко-Промысловской “авлакогеосинклинальной” области, а также регион Южного Урала, где в средневизейско-серпуховское время имела место одна из наиболее мощных вспышек андезитового вулканизма;

2) эффузивная деятельность на Бузачах не могла оказать влияния на накопление вулканомиктовых пород в Прикаспии, поскольку комплексы андезитовых порфиритов Бузачинского региона связаны с дайками, внедренными в палеозойские толщи в раннем триасе. В качестве доказательства приводятся следы активного контакта с вмещающими породами и проявление признаков метаморфизма;

3) эффузивные комплексы синхронны вмещающим породам: источники вулканизма располагались вблизи от границ впадины или непосредственно в ее пределах.

Приведенные данные различных исследователей доказывают наличие двух значительных проявлениий вулканизма в средневизейско-серпуховское время карбона и в ассельском веке.

Глава 3. Геодинамические и седиментационные этапы формирования Прикаспийской впадины в палеозое. Выяснению основных этапов формирования Прикаспийской впадины посвящены многочисленные работы Бродского А.Я., Воцалевского Э.С., Воложа Ю.А., В.П.

Гаврилова, Р.Г.Гарецкого, Н.Б.Гибшман, И.Б.Дальяна, А.И.Димакова, Дмитриевского А.Н., Жолтаева Г.Ж., А.К.Замаренова, Л.П.Зоненшайна, В.Д.Ильина, Т.Д.Ивановой, С.М.Камалова, О.А.Карцевой, К.А.Клещева, В.Н.Кривоноса, Б.М.Куандыкова, Н.Е.Куантаева, Л.Н.Кузьмина, Н.Я.Кунина, В.В.Липатовой, М.И.Лоджевской, С.П.Максимова, О.Н.Марченко, В.С.Мильничука, Л.И.Натапова, Н.В.Неволина, В.П.Николенко, О.С.Обрядчикова, С.М.Оздоева, Н.С.Окновой, А.И.Петрова, В.М.Пилифосова, А.Пронина, Б.К.Прошлякова, Р.Б.Сапожникова, Б.А.Соловьева, М.И.Тарханова, О.С.Туркова, В.Е.Хаина, В.С.Шеина, А.Е.Шлезингера, Д.А.Шлыгина, Н.К.Фортунатовой, А.Л.Яншина.

Позднепалеозойская модель геологического строения и развития Прикаспийской впадины изучена значительно полнее на базе новых данных глубокого бурения и высокоинформативной сейсморазведки. Выполненные К.А.Клещевым, В.С.Шеиным (2006) палеогеодинамические реконструкции для позднего палеозоя позволяют прогнозировать литологический состав сформировавшихся пород по аналогии с другими районами Восточно-Европейского континента.

Выделенные плитотектонические структуры сформировались в три главных цикла геодинамической эволюции: рифейско-кембрийский, ордовикский и среднедевонскокайнозойский. В каждом из отмеченных циклов эволюции формировались разные плитотектонические структуры и соответствующие им литофации.

Суть предлагаемой модели геологического строения Прикаспийской впадины (К.А.Клещев, В.С.Шеин) заключается в том, что мощные толщи осадочного чехла образовались благодаря проявлению горизонтальных и вертикальных движений, приведших к формированию различных типов плитотектонических структур.

Литолого-фациальный анализ показывает, что Центрально-Прикаспийская депрессия на протяжении всей истории своего развития представляла собой наиболее погруженные части бассейна седиментации, где были сосредоточены глубоководные и наиболее удаленные от источников сноса фации осадков. Сложный, длительный и разнонаправленный процесс формирования осадочного комплекса Прикаспийской впадины отражен на составленных автором литолого-палеогеографических схемах. На рис.2 отражены основные этапы формирования и палеогеографические обстановки осадконакопления Прикаспийской впадины в позднем палеозое.

Позднедевонско-ранневизейский этап. В позднем девоне - раннем карбоне раскрытие Центрально-Прикаспийского рифта, сопровождалось образованием узкого глубокого пролива Уральского палеоокеана. В пределы впадины конусами выноса с Урала через ЦентральноПрикаспийский рифт привносилось огромное количество терригенного материала, представленного осадочно-вулканогенными, кремнисто-глинистыми отложениями и базальтами.

Накопление мощных терригенных толщ в области Южно-Эмбинского рифта вовлекло юговосточную периферию Прикаспийского бассейна в устойчивое компенсированное прогибание.

Карбонатный этап осадконакопления, начавшийся в девоне на большей части обрамления юга, юго-востока и севера Прикаспия, без резких фациальных изменений продолжался и в каменноугольном периоде. Это установлено по разрезам скважин зоны Приморских поднятий на юге и на северном борту впадины. Общая мощность карбонатной толщи в разрезах скважин площади Южная более 1660м. Она представлена толщей известняков, доломитов, реже мергелей от низов турнейского яруса нижнего карбона до размытой поверхности среднекаменноугольных карбонатов. В Астраханской и Тенгиз-Кашаганской зоне, куда не доходили гравитационные потоки, был спокойный тектонический режим, что способствовало зарождению позднефранскораннетурнейской карбонатной платформы. На составленной автором литологопалеогеографической схеме (рис.2) показано, что в южной части бассейна - в позднедевонское время сформировалась обширная карбонатная платформа, размеры которой охватывают площадь, включая Астраханскую и Тенгиз-Кашаганскую зоны, на которой в спокойной морской обстановке происходило формирование крупных рифовых построек.

Рис. 2. (начало) Литолого-палеогеографические карты обстановок осадконакопления Прикаспийской впадины в поздепалеозойское время 9b 9b 9b 9b Ассельско-Сакмарский Поздневизейско-башкирский 9b 9b 9b 9b Московско-позднекаменноугольный Позднедевонско-ранневизейский Артинский УСЛОВНЫЕ ОБ ОЗНАЧЕНИЯ Палеогеографи ческие обстановки 48 50 52 Суша нерасчлененная 11 Шельф внешний Горы высокие 12 Континентальный склон, подножие 3 Горы низкие Глубоко водные впадины внутриконтинентальных и окраинных морей Континентальные вулканические горы Контрастн ый рельеф юных островных дуг Равнины низменные 9b денудационные Контрастный рельеф зрелых островных дуг Равнины возвышенные денудационные Инфор мация отсутствует в результате позднейшей деструкц ии 48 Возвышенности 17 Шельф нерасчленённый Предгорные депрессии Равнины прибрежные и конуса выноса Подводные конусы выноса Морские условия нерасчлененные Шельф внутренний 9b Осадочные компл ексы Местор ождения Конгломераты Доломиты Нефтяные Разрывные нар ушения Конседиментационные Постседиментационные Известняки Пески, песчаники Нефтегазовые Надвиги Глинистые известняки, мергели Аргиллиты, глины Карбонатные постройки Сбр Газовые осы (тектонические швы) (рифы, биостромы) Разломы неизвестной природы Турбидиты и флиш Главные коллизионные сутуры Направления сноса осадконакопления Прикаспийской впадины в поздепалеозойское время Рис. 2. (продолжение) Литолого-палеогеографические карты обстановок Кроме того, возможно, границы карбонатонакопления были шире и охватывали Новобогатинское и Гурьевско-Кульсаринское сводовые поднятия. Карбонатонакопление также происходит в восточной и северной бортовых зонах Прикаспийской впадины. На юго-востоке привнос терригенного материала не способствовал формированию карбонатных отложений.

В бортовых зонах востока и юго-востока Прикаспия карбонатный этап осадконакопления был прерван с развитием уральских варисцид в позднем девоне. Здесь получили развитие горноприбрежные терригенные отложения, которые заполнили, по всей вероятности, пограничные миогеосинклинальные троги и опущенные части платформы. Об этом свидетельствуют данные бурения и геофизики района Южно-Эмбинского поднятия, Биикжала и Изембета.

Из вскрытых бурением разрезов южного, юго-восточного, восточного бортовых зон Прикаспийской впадины наиболее древними являются отложения франского и фаменского ярусов в скважинах Каратон, Жанасу, Сев. Мынсуалмас, Изембет, Кокпекты. Вскрытые бурением карбонатные отложения девона входят в состав единой верхне-девонско-каменноугольной карбонатной, платформенной мелководно-морской толщи. На широкое площадное развитие карбонатных отложений девона на юге Прикаспийской впадины указывают и материалы геофизических исследований.

Геолого-геофизические исследования юго-востока и востока Прикаспийской впадины позволили выделить кроме собственно платформенных фаций, также сопровождающие их миогеосинклинальные терригенные и терригенно-карбонатные молассоидные и флишоидные породы. Они вскрыты на Южно-Эмбинском поднятии (Жанасу - Г-10, Г-11, Туресай – Г-7, Сев.Мынсуалмас – П-1, П-2, П-3) и на восточном борту впадины (площади Кокпекты, Изембет).

Морской генезис большей части девонских отложений этого района не вызывает сомнений (фауна фораминифер, карбонатность, слоистость и др.), а ряд фациальных данных, в том числе палеонтологическая характеристика, указывают на следы мелководья. Толщины характеризуемой толщи в разрезе П-1 – Северный Мынсуалмас – 2100 м. Разрез представлен аргиллитами, песчаниками, конгломератами. Франский ярус верхнедевонских отложений (скважина Г-11 Жанасу) содержит в себе прослои мергелей и известняков. Вскрытая толщина верхнего девона здесь 760 м. К верхнедевонской терригенной толще отнесена и флишеподобная толща песчаников, алевролитов, аргиллитов разреза скважины Г-6. Изембет толщиной 1600 м, а также девонские отложения разреза скважины Г-22 Кокпекты. Наличие грубообломочного материала, эффузивов, плохоокатанных обломков, обугленного детрита свидетельствует о близости источника сноса.

В конце турнейского века вследствие движения на север Карабогаз-Каракумской и СевероКаспийской системы микроплит произошло сближение Северо-Устюртского блока с краем Восточно-Европейской платформы, что сопровождалось достаточно интенсивными деформациями сжатия, приводившими к расколу платформенного основания терригенного клина и образованию конседиментационных складок в верхнедевонско-нижнетурнейском терригенном комплексе Южно-Эмбинской зоны. Анализ кернового материала из нижнекаменноугольных отложений скважин Южно-Эмбинской зоны позволяет выделить фациальные обстановки, соответствующие переходной от приливно-отливной полосы к прибрежному мелководью, а также конусов выноса.

выделяются Автором, по результатам проведенных литолого-фациальных исследований конусы выноса. В пределах Южно-Эмбинского поднятия - Шолькаринский, Тортайский, Восточно-Табынайский и Арман-Аиршагыльский, а вдоль восточного борта – ОстансукДжурунский, Коздысай-Акжарский и Восточно-Жанажольский.

Состав обломочного материала и глинистых минералов существенно различается в каждом из выделенных конусов выноса.

Минералогический состав глинистых минералов показывает, что они формировались на суше в условиях жаркого гумидного климата в корах выветривания линейного типа по различному составу пород. В восточной части - по породам основного и ультраосновного состава, по наличию в глинистой ассоциации нонтронита, палыгорскита и клинохризотила (Кимперсайский и Даульский ультрабазитовый массивы, находящиеся южнее Урала). Наличие горизонта с высоким содержанием палыгорскита, указывает на близкий источник сноса, поскольку в более отдаленных от берега участках бассейна, тончайшие индивиды палыгорскита при незначительном увеличении путей переноса легко разрушаются. Кроме того, присутствие большого количества в обломочных породах яшм и кварцитов указывает на связь с Уралом.

В разрезах Южно-Эмбинского типа на площадях Тортай, Молодежная, Табынай, ЮжноЭмбинская, Южно-Молодежная, Равнинная и других характерна монтмориллонит-гидрослюдистосмешаннослойная ассоциация, образованная в корах выветривания по вулканогенно-осадочным породам основного и среднего составов, возможно девонского возраста, которые вскрыты бурением в Жанасу-Мынсуалмасской горно-прибрежной зоне, близкой к Северному Устюрту.

Данный факт подтверждает близость Северо-Устюртского микроконтинента в девоне.

В Арман-Аиршагыльской зоне, юго-западной части Южно-Эмбинского поднятия и в ТенгизКашаганской зоне характерны глинистые ассоциации с преобладанием гидрослюд и смешаннослойных минералов. Особенностью является наличие туфогенных глин корренситового состава в разрезах площадей Восточный Арман, Арман, Сазтобе и Тенгиз. Состав обломочного материала вулканогенный, андезитовый, встречаются прослои литовитрокластических туфов.

В юго-восточной части Прикаспийской впадины широкое проявление андезитового вулканизма в предокское время связываются с деятельностью одиночных вулканов непосредственно в области Арман-Аиыршагыльской зоны. Терригенный материал, в пределы Прикаспийской впадины, по-прежнему привносился по уже сформированным конусам выноса.

В пределах южного борта Прикаспийской впадины, в зоне Тенгизско-Приморских поднятий, вскрытые бурением каменноугольные карбонатные разрезы входят в единую верхнедевонскокаменноугольную карбонатную толщу, сформировавшуюся в условиях морского мелководья. С небольшими изменениями состава она прослеживается на запад до Астраханского свода, возможно захватывая южную часть Новобогатинского и Гурьевско-Кульсаринского палеосводов.

Фациальные условия были благоприятными для формирования рифовых построек. Со второй половины средневизейского времени зона развития мелководной морской платформенной карбонатной толщи начала продвигаться на север вдоль восточного борта впадины за счет развития карбонатных шельфовых фаций. А полоса терригенных разрезов смещается дальше на северо-запад, огибая формирующиеся подводные аккумулятивные поднятия – участки мелководья.

Турне-визейская прибрежно-морская терригенная толща вскрыта скважинами на площадях Туресай, Сев.Мынсуалмас, Южно-Молодежная, Терескен. Ее аналоги прослеживаются полосой через площади Тортколь, Тохутколь, Ю.Тускум, Восточный Тобускен, Куантай, Кожасай, Жанажол, Синельниковская и т.д. на Изембет в Примугоджарье. В строении толщи принимают участие грубообломочные отложения абразионных террас, песчано-глинистые отложения подводных прибрежно-морских полого-наклонных аккумулятивных равнин, элементы грауваккового и флишоидного осадконакопления. Разрезы, слагающие толщу, представлены сероцветными чередующимися разновидностями аргиллитов, алевролитов крупно- и среднезернистых песчаников, гравелитов больших мощностей. В разрезе скважины П-1 Терескен мощность толщи в объеме турнейско-визейского ярусов достигает 2506 м. В нем отражены и элементы флишоидного осадконакопления. Характерной чертой разрезов толщи являются наличие больших мощностей, ритмичное строение, тонкое чередование пород, находки остракод и брахиопод, наличие растительной углефицированной органики, угловатая окатанность обломочного материала. Вверх по разрезу она имеет более тонкий алевритово-глинистый состав, карбонатный цемент и тонкие прослои известняка, которые фиксируют ритмичность осадконакопления. Полностью в объеме турне-верхневизейского ярусов, прибрежно-морская терригенная толща представлена в разрезах площадей Терескен, Изембет-Джилансаид. Породы представлены аргиллитами, алевролитами, песчаниками, гравелитами и конгломератами.

В разрезах на площадях Тортколь, Тохутколь, Жанажол, Ю.Тускум терригенная толща имеет неполную вскрытую толщину 700-800 м. Комплекс терригенной формации по литогенетическому и стратиграфическому содержанию наиболее полно представлен в разрезе площадей Биикжал и Тортай, расположенных в зоне сочленения с северо-западным склоном Южно-Эмбинского поднятия. Эталонами разреза являются сероцветные терригенные породы (алевролиты, песчаники, реже аргиллиты, гравелиты). Толщины турне-серпуховского терригенного комплекса в скважине П-1 Тортай – наиболее полная и достигают 1570 м, а в скважине СГ-2 Биикжал уменьшается до 870 м.

Итак, в конце раннего визе был завершен важный этап в формировании собственно Прикаспийского бассейна: Южно-Эмбинское инверсионное поднятие и Северо-Устюртский микроконтинент ограничили бассейн с юго-востока. Со второй половины визе начинается новый этап в формировании карбонатных платформ Прикаспийской впадины, значительно отличавшийся от предшествующего как по сути процессов карбонатной седиментации, так и по месту локализации карбонатных платформ. Этот этап протекал вплоть до башкирского века.

Поздневизейско-башкирский этап. С позднего визе начинается новый этап в формировании карбонатных платформ Прикаспийской впадины, значительно отличавшийся от предшествующего, как по сути процессов карбонатной седиментации, так и по месту локализации карбонатных платформ. Этот этап протекал вплоть до башкирского века.

В поздневизейское время помимо Астраханской и Тенгиз-Кашаганской карбонатной платформы – на юге, Жанажольской и Темирской на востоке, Карачаганакской – на севере, появилась новая поздневизейско-башкирская карбонатная платформа на наиболее приподнятой части денудированного Южно-Эмбинского поднятия, причем из-за трансгрессии моря бассейн значительно расширился в сторону Северного Устюрта, и граница платформы проходила с востока на запад. Области карбонатонакопления, возможно, сохранялись в пределах Новобогатинского и Гурьевско-Кульсаринского сводовых поднятий. Вглубь бассейна на северозапад в сторону Биикжала карбонаты сменяются накопившимися в относительно глубоководных условиях алевритово-известково-глинистыми отложениями, обогащенными обуглившимися растительным детритом.

Для окско-башкирского комплекса характерно существенное различие по сравнению с нижележащими ранневизейскими отложениями. Толщина карбонатных отложений на платформах составляет повсеместно 500-600 м, а за ее пределами толщины рассматриваемых образований уменьшаются до 100-200 м и менее. При этом отложения представлены карбонатно-глинистыми относительно глубоководными осадками, седиментация которых происходила при глубинах моря порядка 400-500 м. Это свидетельствует о том, что в окско-башкирское время уже начал существовать относительно глубоководный Прикаспийский бассейн.

Поздневизейско-сакмарская прибрежно-морская шельфовая карбонатная толща получила развитие в зоне Южно-Эмбинского поднятия. Толща представлена разрезами скважин Сарыкум, Уртатау-Сарыбулак, Бекбулат, Сазтобе Южное, Туресай, Тортай (Г-23, Г-12), Южно-Молодежная и Южно-Эмбинская, пробуренных на северо-западном склоне Южно-Эмбинского поднятия. Ее аналог встречается вдоль восточного борта, где расчленяется на две карбонатные толщи терригенными осадками низов подольского горизонта московского яруса. Карбонатные разрезы Южно-Эмбинского поднятия различаются по стратиграфической полноте, содержанию терригенных прослоев и структурно-генетических типов карбонатных осадков. Накопление карбонатных осадков происходило в мелководном прибрежном морском бассейне в условиях, благоприятных для карбонатной седиментации. Толщина каменноугольной части толщи в разрезе площади Туресай – 1043 м.

Нижняя карбонатная толща сложена известняками различных генетических типов, в различной степени доломитизированных, рассланцованных и массивных с различной плотностью, с прослоями аргиллитов. Стратиграфический объем толщи определяется окским, серпуховским, башкирским, нижнемосковским возрастом. Формировалась толща в условиях мелководного морского бассейна на обширной территории всего восточного борат в виде карбонатной платформы. Толщины нижней карбонатной толщи (КТ- II) уменьшаются с востока на запад от 650 м до 250-136 м, а в сторону Биикжала и Тортая замещается шельфовой терригенно-карбонатной толщей.

Межкарбонатная терригенная толща сложена глинами с прослоями известковистых песчаников, алевролитов с прослоями гравелитов и реже известняков, с обугленным растительным детритом. Толща развита не повсеместно. Ее толщина изменяется от 53 м до 406 м (Кожасай II-3, Жанажол Г-56). Наибольшие толщины вскрыты в разрезах площадей Жанажол, Синельниковская, Жагабулак, Алибекмола; сокращение мощности на площадях Ю.Мортук, Кожасай, Урихтау, Жантай, Тохутколь и отсутствует на площади Кенкияк. Сокращение толщин объясняется перерывами в осадконакоплении и размывом.

Московско-позднекаменноугольный этап. Московский бассейн осадконакопления унаследовал характер режима седиментации от башкирского. В Тенгиз-Кашаганской зоне в этот период времени имел место перерыв в осадконакоплении. Конец башкирского - начало московского веков знаменовало начало третьего (позднебашкирско-раннегжельского) этапа в развитии карбонатных платформ, связанного с интенсивными тектоническими процессами на юге впадины - в области кряжа Карпинского. В конце башкирского века начался процесс седиментации мощных терригенных толщ в области кряжа Карпинского. Карбонатные платформы длительное время оставались в мелководно-морских условиях, периодически осушались, что способствовало развитию карстовых процессов. Накопление терригенного комплекса сопровождалось конседиментационными деформациями сжатия и надвигания на Астраханскую карбонатную платформу и цепочку других карбонатных массивов юга Прикаспийского бассейна.

Серпуховско-московская - шельфовая терригенно-карбонатная толща получила свое развитие в зоне сочленения с Южно-Эмбинским поднятием. Толща представлена разрезом скважин площадей Биикжал, Тортай, Ю.З.Улькентобе, Шолькара, Табынай, Кумшеты, Уртатау-Сарыбулак и др. Разрезы включают в себя осадки шельфа (аргиллиты, глины, алевролиты, мергели, силициты, радиоляриты, глинистые известняки и др.) серпуховского, башкирского и московского возраста. Отмечается преобладание известняков в верхних частях разрезов серпуховского, башкирского и московского возраста и уменьшение их в нижней. Общая мощность серпуховскомосковской терригенно-карбонатной толщи на площади Биикжал -174 м. По генетическому своему содержанию и полноте Биикжальский разрез можно отнести к эталонному. Верхневизейско-верхнекаменноугольный платформенный мелководно-морской комплекс терригеннокарбонатной толщи широко развит в подсолевых отложениях восточной прибортовой зоны Прикаспийской впадины: Тохутколь, Тортколь, Вост. Тортколь, Киндысай, Вост.Тобускен, Куантай, Жанатан, Акжар-Тащий, Кожасай, Синельниковская, Жанажол, Урихтай, Алибекмола, Ю.Мортук, Кенкияк др. Он содержит в себе две карбонатные толщи (КТ-I,КТ-II) и разделяющую их толщу терригенных отложений. Толщина всего комплекса уменьшается с востока на запад от 1800-1500 м до полного исчезновения. Происходит сокращение толщин вначале верхнемосковско-верхнекаменноугольных карбонатов (КТ-I), затем межкарбонатной терригенной толщи и верхне-визейско-нижнемосковских известняков (КТ- II) с образованием клиноформ за счет размыва. Глубина размыва каменноугольных отложений увеличивается в сторону Караулкельдинского палеоподнятия. Поздний карбон знаменуется резким падением уровня моря, что привело к частичному размыву ранее накопившихся отложений в области приподнятых участков и карбонатных построек: Тенгиз-Кашаганской и Южно-Эмбинской; сокращению зоны карбонатного шельфа, образованию подводных отмелей и повышению роли терригенного материала.

Ассельско-сакмарский этап. В предпермское время Южно-Эмбинская карбонатная платформа развивалась, как и в предшествующий этап со всем характерным платформе набором формаций. После длительного позднекарбонового перерыва в осадконакоплении и денудации положительных форм палеорельефа до глубины серпуховского, а иногда и визейского ярусов, произошла новая трансгрессия моря. Условия осадконакопления на юго-востоке Прикаспия в ассельском и сакмарском веках были сходные и, вероятно, составили единый цикл. Распределение литофациальных зон отложений ассельско-сакмарского возраста, в общем, не претерпело существенных изменений по сравнению с позднекаменноугольным временем.

Карбонатонакопление сохранилось в узкой полосе на площади Уртатау-Сарыбулак и протянулось на Жанажол-Торткольскую зону восточного борта Прикаспия. Нижнепермские отложения представлены известняками светло-голубовато-серыми, биогермными, сочетающимися с голубовато-серыми, органогенно-детритовыми известняками, с сопутствующей фауной ассельского яруса. Мощность – 955 м.

На Карачаганакской и Южно-Эмбинской карбонатных платформах, и частично Жанажольской (на структурах Восточный Тортколь, и Тохутколь) и Темирской (позднее срезаны предкунгурской эрозией), продолжалось накопление карбонатных комплексов, которые вглубь бассейна сменялись ритмичными толщами терригенных отложений (песчаники, алевролиты, аргиллиты).

Мелководные осадки сменяются относительно глубоководными, развитыми в МаткенУшмолинской и в Тенгиз-Кашаганской зонах, где ассельские отложения залегают со стратиграфическим несогласием на разновозрастных образованиях карбона и представлены вулканогенно-осадочными образованиями.

Конец сакмарского - начало артинского века соответствует региональной перестройке всего тектонического режима в пределах рассматриваемой территории. Инверсия в области максимальной мощности накопившихся каменноугольных и ассельско-сакмарских отложений, привела к мощным восходящим движениям, сформировавшим на месте Южно-Эмбинского прогиба область с горным рельефом.

Артинский этап. Заключительный артинский этап характеризуется горообразовательными процессами на Урале, т.е. появлением нового источника сноса терригенного материала в Прикаспийскую впадину. Кроме этого, продолжалась активная денудация выраженных в рельефе складок кряжа Карпинского. Формирование карбонатных платформ повсеместно прекращается за исключением центральных и южных частей Южно-Эмбинского поднятия и северной бортовой зоны. Резкие падения уровня моря в изолированном Прикаспийском бассейне привели к выработке эрозионного рельефа в бортовых частях впадины и формированию мощных конусов выноса в юго-восточной части бассейна (Тортайский, Шолькаринский, Табынайский, АрманАиыршагыльский).

В Тенгиз-Кашаганской зоне в сводовых частях месторождений Тенгиз, Королевская, Тажигали мощность артинских отложений колеблется от первых метров до 255 м. Литологический состав характеризуется преобладанием в разрезе аргиллитов, присутствием аргиллитоподобных глин, мергелей и известняков. Характерная особенность – площадное развитие туфопелитов и литовитрокластических туфов в нижней части разреза. В основании толщи выделяется горизонт глинисто-карбонатной брекчии.

Туфогенные породы встречены в виде отдельных прослоев преимущественно светло-зеленой окраски. Породы плотные, крепкие, с массивной текстурой, с раковистым изломом. По минеральному составу глинистого вещества в этих породах выделяются два подтипа. Первый - в основном туфопелиты преимущественно гидрослюдисто-каолинитового состава с примесью смешаннослойных образований. Второй имеет мономинеральный состав из смешаннослойных образований гидрослюда-смектит.

На северо-восточном крыле Тенгизской структуры в скважине 10 под кунгурской соленосной толщей в интервале 4862-4920 разрез представлен переслаиванием глинистых пород с прослоями алевролитов и мергелей. Глинистые породы представлены преимущественно аргиллитами известковистыми, в различной степени битуминозными, алевритистыми, тонкогоризонтальнослоистыми, с большим количеством обугленного растительного детрита, рассеянным и мелкоагрегатным глобулярным пиритом. В отдельных прослоях (4912-4913 м) отмечаются скопления остатков кремневых скелетов радиолярий, характерных для верхов карбона или нижней перми (асселя).

В пределах Тенгиз-Кашаганской зоны артинские отложения представлены более глубоководными образованиями верхнеартинского подъяруса. Гипсометрически приподнятые карбонатные массивы в ассельское и сакмарское время подвергались периодическому размыву карбонатных комплексов. Так в обломках шламово-детритовых известняков обнаружены фораминиферы, распространенные в верхней части нижнего карбона и в нижней части среднего.

Однако артинские глинистые отложения, толщиной 40-100 м сохранились от размыва, что свидетельствует о повышении уровня артинского бассейна по сравнению с предшествующим временем.

Особенностью обстановки осадконакопления в позднепалеозойском бассейне Прикаспия является то, что в пределах единого бассейна сложились различные геоморфологические уровни осадконакопления. Карбонатные платформы слагают изолированные участки, фиксируемые положительными формами рельефа палеодна. Характерным для этого этапа седиментации является формирование мощных конусов выноса, языки которых проникали во внутреннюю часть бассейна, образуя в разрезах грубообломочные прослои, а также межконусовые подводные аккумулятивные валы, преимущественно, глинистого состава с подчиненными прослоями песчаников, реже гравелитов. Особую роль играют палеорусловые системы, которые являлись основными артериями при поставке терригенного материала в бассейн. В дистальных частях бассейна преобладают преимущественно терригенные отложения. Здесь морфологические неровности палеодна распознаются по гранулометрии осадков. На приподнятых участках - сводах - накапливается, в основном, глинисто-алевритовый материал. В пониженных частях, в зонах с большими скоростями донных течений, из-за вымывания глинистой фракции, концентрируется более грубый материал - псаммитовый.

К концу артинского времени Прикаспийский осадочный бассейн был ограничен с юго-запада континентальным Скифским блоком и Северо-Устюртским массивом - с юго-востока, что подтверждается покровно-надвиговыми деформациями в области кряжа Карпинского и Донбасско-Астраханской зоны. В изолированном Прикаспийском бассейне в кунгуре в спокойной тектонической обстановке накапливались мощные толщи соли.

Обобщая данные об обстановках осадконакопления палеозоя следует отметить, что:

1. На протяжении среднефранско-раннетурнейского времени в пределах восточной и юговосточной части Прикаспия существовал морской бассейн, в котором формировались карбонатные и карбонатно-терригенные отложения. В южной части бассейна – в позднедевонское время сформировалась обширная карбонатная платформа, охватывающая площадь включая Астраханскую и Тенгиз-Кашаганской зоны, на которой в спокойной морской обстановке происходило формирование крупных рифовых построек. Аналогичные обстановки осадконакопления, благоприятные для формирования карбонатных отложений существовали и в северной бортовой части впадины, где формируется Карачаганкская карбонатная платформа.

2. Трансгрессия в поздневизейско-башкирское время привела к расширению бассейна на юг в сторону Северного Устюрта и повсеместному накоплению карбонатов. На денудированной поверхности Южно-Эмбинского поднятия образование карбонатной платформы, временами подавлялось привносом терригенного материала. Мощность карбонатно-глинистого комплекса Южно-Эмбинского типа разреза составляет 600 м.

3. В средне-позднекаменноугольное время продолжается накопление карбонатов в областях ранее сформированных карбонатных массивов, а также вдоль северной бортовой зоны, где формируется Карачаганакская карбонатная платформа.

4. В ассель-сакмарское время карбонатонакопление сохранилось в северной бортовой зоне – Карачаганакской платформе, а также в узкой полосе на площади Уртатау-Сарыбулак и протянулось на Жанажол-Торткольскую зону восточного борта Прикаспия.

5. В артинский век активизация тектонических движений на востоке и юго-востоке привела к формированию подводных конусов выноса и к прекращению карбонатонакопления на востоке и юго-востоке. Карбонатонакопление сохраняется лишь в пределах северной бортовой зоны.

Глава 4. Условия формирования палеозойских карбонатных платформ Прикаспийской впадины. Проведенный анализ геолого-геофизических данных и результатов научных исследований последних лет по данному региону позволил выявить особенности седиментационных обстановок, при которых происходило зарождение и формирование карбонатных платформ.

Современные бортовые зоны Прикаспийской впадины характеризуются достаточно широким развитием позднепалеозойских карбонатных комплексов, которые образуют изолированные зоны, получивших название «внутрибассейновых карбонатных платформ».

В западной (а в последние годы и в российской) литературе для обозначения мощных толщ карбонатных мелководных отложений применяется термин «карбонатная платформа». Он используется как в морфологическом смысле для характеристики трехмерной структуры, так и в стратиграфическом - для описания последовательности слоев, слагающих геологическое тело. М.Таккер и П.Райт (Tucker, Wright, 1996), Жемчугова В.А., Мельников С.В., Данилов В.Н. и др. (2001) выделяют пять основных категорий карбонатных платформ: эпиконтинентальная платформа (epeiric platform), рамп (ramp), окаймленный шельф (rimmed shelf), изолированная платформа (isolated platform) и затопленная платформа (drowned platform).

Автор, используя эту квалификационную схему, проанализировал условия формирования и размещение карбонатных платформ в пределах Прикаспийской впадины. Схема размещения показана на рис.3.

В позднем палеозое в пределах Прикаспйской впадины существовала благоприятная обстановка для накопления карбонатных толщ и формирования карбонатной платформы.

Интенсивное карбонатонакопление происходило в широком временном диапазоне от позднего девона до ранней перми.

С целью изучения условий седиментации палеозойских отложений проведено детальное литолого-стратиграфическое изучение и корреляция разрезов ряда скважин, пробуренных в прибортовых зонах впадины, установлены литогенетические особенности пород. Выделяемые в Прикаспийской впадине позднепалеозойские карбонатные платформы значительно различаются между собой по литологическому составу и стратиграфическому диапазону слагающих их отложений.

Проведена сравнительная характеристика карбонатных платформ Прикаспийской впадины.

Сложная история геологического развития бортовых зон впадины в палеозойское время обусловила развитие различных литолого-фациальных типов разрезов и формирование разнообразных структурно-тектонических элементов. Типовые разрезы карбонатных платформ, составленные автором, показаны на рис.4.

Карачаганакская внутрибассейновая карбонатная платформа формировалась с позднего девона по артинский век. Ее размер 1530 км, общая толщина подсолевых верхнедевонских - нижнепермских отложений до 2000 м. Формирование Карачаганакского карбонатного массива началось в конце франа на приподнятом блоке фундамента на глубине 7-8 км, в пределах северной бортовой зоны Прикаспийской впадины. Воздымание блока произошло в результате активных тектонических движений, происходивших во франское время, что привело к значительному размыву среднедевонских глубоководных отложений.

В строении Карачаганакской структуры выделяются три крупных стратиграфических комплекса: верхнедевонско-нижнетурнейский, нижне-среднекаменноугольный и нижнепермский, которые разделяются стратиграфическими перерывами. Эти комплексы отвечают крупным трансгрессивно-регрессивным циклам в позднепалеозойской истории развития Прикаспийской впадины.

Верхнедевонско-нижнетурнейский комплекс. Разрез этого комплекса сложен сгустковокомковатыми и водорослевыми известняками (преимущественно строматолитовыми), в которых отмечаются многочисленные кальцисферы. Верхи девона (заволжский горизонт) и низы турне представлены толщей переслаивания известняков и вторичных доломитов. Начиная с позднего франа и до раннего турне, здесь формировалось плоское карбонатное тело толщиной до 500 м, по краям которого располагались небольшие карбонатные постройки типа биогермов, образованные преимущественно водорослями. За пределами постройки накапливались карбонатно-терригенные отложения глубокого шельфа. Отложения позднего девона-раннего турне накапливались в мелководно-морской обстановке, которая уже в позднем фамене (заволжский горизонт) в процессе обмеления сменилась лагунными условиями с повышенной минерализацией вод. Отложения позднего турне и раннего визе отсутствуют в связи с более продолжительным периодом регрессии и поздним началом осадконакопления. Типично морские условия восстановились только в позднем визе.

Нижне-среднекаменноугольный комплекс слагают отложения поздневизейско-башкирского возраста, представленные разнообразными известняками. Визейский разрез начинается с отложений окского и иногда тульско-алексинского горизонтов, сложенных преимущественно органогенно-обломочными известняками. Породы серпуховского возраста представлены водорослевыми, реже мшанково-водорослевыми образованиями, слагающими атолловидную постройку и биоморфно-детритовыми, заполняющими центральную лагуну. Отложения башкирского возраста маломощны и представлены мелководными органогенно-обломочными известняками или переслаиванием доломитизированных известняков и доломитов. Комплекс имеет толщину 650 м. Его строение определяется наличием полукольцевого рифа с внутририфовой лагуной.

В начале карбона структура была выведена в зону размыва и затем в результате развития раннекаменноугольной трансгрессии превратилась в крупную изолированную полукольцевую рифовую постройку. Период наиболее интенсивного рифообразования на Карачаганаке приходился на серпуховское время. Значения мощностей могут свидетельствовать о том, что на формирование структуры на ранне-среднекаменноугольном этапе развития основное влияние оказывали относительные колебания уровня моря. Нижне-среднекаменноугольные отложения со стратиграфическим несогласием перекрываются породами нижней перми в составе ассельского, сакмарского и артинского ярусов.

Нижнепермский комплекс. На Карачаганакской структуре низы ассельского яруса представлены маломощными тонкослоистыми черными глинистыми известняками. Строение остальной части разреза ассельского и артинского возраста обусловлено развитием органогенной постройки, сложенной массивными биогермными образованиями тубифитового, мшанковотубифитового состава с прослоями органогенно-обломочных известняков и вторичных доломитов.

В ранней перми в пределах рассматриваемой структуры была сформирована рифовая постройка островного типа, приуроченная к восточной приподнятой части каменноугольного основания.

Таким образом, формирование Карачаганакской карбонатной платформы происходило в три крупных этапа рифообразования: фаменско-раннетурнейский, визейскосерпуховский и раннепермский. На границах этапов фиксируются перерывы в осадконакоплении различной продолжительности.

Темирская карбонатная платформа расположена к северу от Южно-Эмбинской и граничит с ней по субширотному тектоническому разлому, который, по-видимому, проходит севернее структуры Алибекмола на востоке и в районе структуры Кенкияк на западе. Он вытянут в меридиональном направлении на расстоянии 150 км от структуры Кенкияк на юге до Аккемирской и Новоукраинской - на севере. Ширина массива составляет в среднем 40-45 км, сужаясь к северу до 25-30 км. Глубина фундамента от 7 до 8 км. Поверхность карбонатных отложений Темирского массива наклонена с юга на север. Увеличение мощности молассовых гжельско-раннепермских терригенных толщ, перекрывающих массив, обусловлено большими темпами прогибания северных его частей.

В стратиграфическом отношении нижний ярус Темирского массива слагают карбонатные комплексы преимущественно девона, верхний - раннего карбона-башкира (возрастной аналог КТI). Общая толщина карбонатных отложений в среднем составляет 2 км (от 1,6 до 2,4 км), что существенно меньше, чем аналогичные двухъярусные массивы Тенгиз-Кашаганской платформы, где толщина карбонатных отложений составляет в среднем 3-3.5 км. Большую (по толщине) часть Темирского массива слагают карбонатные отложения нижнего структурного яруса, представленного девонскими отложениями. Верхний ярус (КТ-I) имеет толщины от 200-400 м в западной части Темирской карбонатной платформы до 800-1000 м - в восточной. Строение склонов платформы по данным сейсморазведки достаточно сложное: на относительно пологих склонах отмечаются существенные вариации во взаимном положении разновозрастных уступов.

На западном склоне платформы разновозрастные уступы практически совпадают, на восточном расхождение достигает 5-8 км.

Рис 3. Схема размещения карбонатных платформ Прикаспийской впадины На Темирской карбонатной платформе наиболее древними достоверно фаунистически установленными (Н.Б.Гибшман, Л.З.Ахметшиной) являются эйфельские отложения среднего девона, вскрытые в призабойных частях разреза скважинами Кумсай Г-4, Бозоба Г-9, Бактыгарын Г-1. Живетский ярус среднего девона представлен известняками органогенными детритовыми и коралловыми, плотными, массивными. Франский ярус позднего девона представлен известняками коричнево и светло-серыми органогенно-детритовыми, перекристаллизованными, массивными, плотными. Внутри франского яруса выявлен размыв. Фаменские отложения позднего девона представлены преимущественно известняками детритовыми, брекчированными, биоморфными, водорослево-фораминиферовыми и комковато-сгустковыми.

На площади Кенкияк разрез карбонатов КТ-II начинается алексинско-михайловскими, а на других участках - веневскими отложениями позднего визе, представленными серыми, светлосерыми биоморфно-детритовыми органогенно-обломочными известняками с прослоями доломитов и слабо известковых глин мощностью до 347 м (Бактыгарын Г-1).

Серпуховский ярус в Темирской структурно-фациальной зоне слагают карбонатные породы мелководного шельфа. Завершают карбонатный разрез отложения башкирского яруса и московского яруса среднего карбона, имеющие неповсеместное распространение. Они известны на площадях Кенкияк и Арансай. Они сложены известняками белыми, серыми, темно-серыми органогенно-комковатыми, биоморфно-водорослевыми тонкозернистыми и глинистыми разностями.

Перекрываются отложения карбонатной платформы позднегжельско-нижнепермскими терригенными отложениями, толщина которых на платформе составляет в среднем 400-1000 м, а на востоке в Джурун-Остансукской зоне достигает 2000-2500 и более метров.

Жанажольская карбонатная платформа. В тектоническом отложении она относится к Жаркамысскому поднятию сводового типа, расположенному в восточной части Прикаспийской впадины и выделяемому по кровле фундамента на глубинах 7000-8500 м.

В позднем девоне - раннем карбоне (во время накопления аналога зилаирской свиты) восточная окраина Прикаспийского бассейна развилась в режиме сжатия. Об этом свидетельствует флишевый облик образовавшихся терригенно-глинистых отложений. Сжатия привели в позднем визе к воздыманию и постепенному обмелению, поэтому в тульско-алексинское время песчаноалевритово-глинистые осадки в Жанажольской зоне, вероятно, формировались в мелководной обстановке. Аналогичная закономерность нами была ранее установлена для южных частей ЮжноЭмбинской области. На этом поднятии позже возникла Жанажольская карбонатная платформа.

Таким образом, обмеление, вызванное процессами регионального сжатия, предопределило последующее биогенное карбонатонакопление в мелководной шельфовой обстановке теплого моря.

В основании разреза карбонатной платформы скважинами вскрыта терригенно-аргиллитовая толща, где преобладают черные аргиллиты с обуглившимся растительным детритом. Серые песчаники средне- и мелкозернистые, имеют граувакковый состав. Выше установлены две карбонатные толщи - поздневизейско-каширская (КТ-II) и позднемосковско-гжельская (КТ-I), характеризующиеся толщинами соответственно 600-750 м и 700-830 м. Они разделены терригенно-аргиллитовой толщей верхнекаширского и подольского горизонтов московского яруса среднего карбона. Ее толщина составляет 400-500 м. Важно отметить, что верхняя карбонатная толща КТ-I распространена в указанном стратиграфическом объеме только в Жанажольской фациальной зоне.

Верхнекаменноугольные отложения в объеме касимовского и гжельского ярусов состоят из органогенных водорослевых, водорослево-фораминиферовых и органогенно-детритовых известняков, часто доломитизированных с пластами коричневых вторичных доломитов и слоями серых и зеленовато-серых аргиллитов. Их толщина – 180-325 м. В верхней части московского яруса и в верхнем карбоне присутствуют характерные вторичные доломиты с губчатой текстурой.

Поры и каверны имеют величину 0,02-3 мм (Иванов, Бланк, 1986). В восточной части месторождения Жанажол описанные верхнекаменноугольные отложения сменяются серыми и I - Карачаганакский II - Тем и рск и й III - Жанажольский Нефтегазоносные Нефтегазоносные Нефтегазоносные и перспективнои перспективнои перспективнонефтегазоносные нефтегазоносные нефтегазоносные комплексы комплексы комплексы С С С С С С С С с С с С С С С С J с С С Региональный Региональный С С флюидоупор С С С флюидоупор с С (покрышка) С С Региональный (покрышка) T с V V V С с V флюидоупор (покрышка) V V С С V V V V V с Ассельско-артинский Pс Зональный флюидоупор терригенный с (покрышка) нефтенсный V V V Московско-гжельский карбонатный нефтегазоносный (КТ-1) Визейско-башкирский карбонатный нефтеносный Зональный флюидоупор (покрышка) Визейско-башкирский карбонатный нефтегазоТурнейско-артинский Фаменско-турнейский носный (КТ-II) карбонатный карбонатный нефтегазоносный перспективно нефтегазоносный Девонско-турнейский терригенно-карбонатный перспективнонефтегазоносный Дофаменский терригеннокарбонтный Фаменский перспективнокарбонатный нефтегазоносный нефтегазоносный Дофаменский терригеннокарбонатный нефтегазоносный V - Южно-Эмбинский IV - Тенгизский Нефтегазоносные Нефтегазоносные Нефтегазоносные и перспективнои перспективнои перспективнонефтегазоносные нефтегазоносные нефтегазоносные комплексы комплексы комплексы С С Зональный С С флюидоупор С С С (покрышка) С С С Регионльный Регионльный Регионльный С С Ассельско-гжельский флюидоупор флюидоупор флюидоупор карбонатный малоперсС С (п окрыш ка) (покрышка) (покрышка) пективный С С С С V V Визейско-гжельский V V V карбонатный Зональный Зональный нефтегазоносный флюидоупор флюидоупор (покрышка) (покрышка) Локальный (тульский) Зона ль ный флюидоупор флюидоупор Визейско-башкирский Фаменско-башкирский (покр ышка) карбонатный карбонатный газоносный нефтеносный Фаменский Девонский терригенный Дофаменский терригеннокарбонатный карбонатный с невыясненными нефтеносный перспективноперспективами нефтегазоносный Дофаменский терригенноДодевонский терригеннокарбонатный карбонатный с невыяснен с невыясненными ными перспективами перспективами нефтегазоносности Рис.4. Типовые разрезы карбонатных платформ бортовых зон Прикаспийской впадины:

Карбонатные платформы: I-Карачаганакская, II-Темирская, III - Жанажольская, IV - Тенгиз - Кашаганская, V - Южно-Эмбинская, VI - Астраханская;

т раст итология Возрас Толщина, м Л Литология Толщ Толщина, м Литология Д P k Возвраст 290-13о 8Д C m С v -C m P aar P k Воз До 8о 9-C v t До 21C P ar До 3Д 0-о 18ина, м C t -C b -C g P a-ar P k 12D -D D1-DD1-DD fm До 25D fm ? Д о ? D До F D ? ? 1100 До 7ина, м раст Возраст итология олщина, м олщина, м Воз Т Т Толщ Литология Литология Л Т 1Р о 1P a PT До 30Д До о 1о 1Д Сv До 2Д D fm С t -о 5D D -D До 50P r -D -D fr 5? -50Д ? ? t С F F м я, и а г т н о с и а л р о щ з т л о и о В Т Л k P g С m С P v С b C m f D F F F голубовато-серыми мелко- и крупнокристаллическими ангидритами и доломитами. Их толщина составляет 100-150 м.

Отложения ассельского и сакмарского ярусов нижней перми сложены серыми и темно-серыми аргиллитами и глинами со слоями песчаников и алевролитов, редко известняков. От подстилающих образований отделяются поверхностью перерыва и несогласия. Вероятно, перерыв был на границе каменноугольного и пермского периодов и вначале ассельского века. В пользу этого свидетельствует также отсутствие нижней фузулинидовой зоны и нижнего комплекса ассельского яруса. Толщина ассельских отложений на площади Жанажол меняется от 100 до 4м. Отложения сакмарского века сходны по составу с ассельскими, но отличаются присутствием линз гравелитов и конгломератов. На Жанажольской площади сакмарские отложения имеют толщину до 133 м.

Отложения башкирского и нижней половины московского яруса (в объеме верейского и нижнекаширского горизонтов) сложены карбонатными отложениями. Характерно периодическое поступление небольшого количества глинистого илового материала.

Выше залегает песчано-алевритово-глинистая пачка. Преобладание иловой седиментации свидетельствует, что эта фация располагалась глубже зоны активного воздействия поверхностного волнения на дно. Такая обстановка седиментации существует в морях на глубине 35-60 м. На глубине 35-40 м расположена "линия ила", выражающаяся резким увеличением содержания в осадках тонких фракций. Характерно образование аутигенных сульфидов железа. Отложения датируются позднекаширским и подольским временем среднекаменноугольной эпохи.

Верхняя карбонатная толща слагается органогенно-детритовыми известняками, часто встречаются реликтово-органогенные и доломитизированные их разности. В верхней части разреза касимовского и гжельского ярусах преобладают органогенно-обломочные известняки с окатанными фрагментами.

Песчано-алевритово-глинистые осадки шельфа переслаиваются серыми и темно-серыми и темно-серыми аргиллитами. В верхней (сакмарской) части разреза встречаются линзы гравелитов и песчаников. Образование линзовидных тел гравелитов и конгломератов можно связывать с каналами гравитационных потоков обломочного материала.

Южно-Эмбинская карбонатная платформа расположена в пределах Южно-Эмбинского палеоподнятия. От Каратон-Тенгизской карбонатной платформы она отделяется МаткенУшмолинской зоной, в пределах которой в подсолевом разрезе верхнего палеозоя преобладают терригенные отложения.

Карбонатные образования серпуховского, башкирского, московского возраста сформировались во внутренней и средней части шельфа глубиной 30-70м. Органогенно-обломочный материал слагает банки и уплощенные холмы. С начала позднего визе карбонатные постройки слагают изолированные участки на Южно-Эмбинском поднятии, и вытянуты вдоль борта Прикаспийской впадины. Поступающий, периодически, терригенный материал сносится, по сохранившимся подводно-русловым системам в пониженные участки палеодна бассейна. Это обусловило возникновение участков с преимущественным накоплением карбонатных и карбонатнотерригенных осадков. Карбонатная седиментация началась с окского надгоризонта позднего визе.

Мелководные осадки склонового типа отмечаются вдоль борта Южно-Эмбинского поднятия и в зоне распространения подводно-русловых отложений. Они характеризуются наличием карбонатов осыпного типа в разрезах площадей Южно-Молодежная, Южно-Эмбинская, Тортай (скважина Г-23, Г-12), Бекболат Г-5 и далее вглубь бассейна преимущественно терригенным составом с редкими прослоями известняков и доломитов. Бассейн осадконакопления, в московское время, унаследовал характер режима седиментации от башкирского. Поздний карбон на исследуемой территории знаменуется крупным падением уровня моря, что привело к частичному размыву ранее накопившихся отложений в области приподнятых участков и карбонатных построек, сокращению зоны карбонатного шельфа, образованию подводных отмелей и повышению роли терригенного материала. Области распространения и объем карбонатообразования значительно сократились.

В ассель-сакмарское время во внешней части мелководного шельфа на глубине 50-130м сформировались банки грейнстоунов. В результате раннепермской трансгрессии в УртатауСарыбулакской зоне сформировался изолированный водорослевый риф, достигший высоты более 950 м. Возможно карбонатные постройки имели большый объем, в пределах Южно-Эмбинской зоны, но были срезаны предартинским и предюрским размывами. Породы палеозойского возраста с резким стратиграфическим и угловым несогласием перекрываются породами юры и триаса.

Тенгиз-Кашаганская карбонатная платформа имеет сложное геологическое строение, которое обусловлено не только специфическими особенностями, свойственными крупным рифовым массивам, но и нестабильностью геологического развития региона. Глубина фундамента от 6000 до 8000 м. Изменчивость условий роста карбонатной постройки привела к широкому развитию перерывов и колебаниям интенсивности карбонатонакопления, которые оказывали большое влияние на распределение фаций и форму карбонатной платформы.

Карбонатные отложения Тенгиз-Кашаганской карбонатной платформы охватывают широкий стратиграфический интервал - от начала позднего франа (по данным сейсмики) до среднего карбона. В ее составе выделяются два структурных этажа – верхнедевонско-нижнетурнейский и каменноугольный, разделенные кратковременным стратиграфическим перерывом, время проявления которого определяется как середина турне. В каменноугольном структурном этаже выделяются два комплекса - турне-нижневизейский и окско-башкирский, разделенные вулканогенно-осадочной пачкой тульского возраста, которая является уверенно прослеживаемым геофизическим репером между карбонатными массивами.

В позднем девоне сформировалась приподнятая поверхность поднятия, на которой с середины франского века позднего девона до раннетурнейского века раннего карбона формировались мелководные карбонатные осадки карбонатной платформы. В конце раннего турне фиксируется перерыв в осадконакоплении.

В позднем визе (алексинское и михайловское время) на поверхности иловых холмов формировались криноидные и брахиоподово-криноидные банки. Иловые холмы образовали палеогеоморфологические возвышенности, на которых криноидные и брахиоподово-криноидные банки в свою очередь создали твердый субстрат для рифов.

С конца позднего визе (веневское время) и в серпуховском веке существовал атолл, с фациями рифа. В зарифовой зоне формировались фации биостромов, органогенных банок и отмелей, известковых илов лагуны. Время с раннего визе до серпуховского века, с начала образования холмов, затем криноидных банок и рифов - было этапом компенсированного прогибания Тенгизского конседиментационного поднятия. В это время, на границе раннего и позднесерпуховского времени, а также протвинским и запалтюбинским, установлены перерывы.

Они способствовали процессам выщелачивания и образованию вторичной пустотности в резервуаре месторождения Тенгиз.

Астраханская карбонатная платформа находится в юго-западной части Прикаспийской впадины. По геолого-геофизическим материалам, вдоль р.Волга прослеживается тектоническое нарушение, разделяющее Астраханский свод на левобережную и правобережную части. В ее пределах выделяется ряд локальных поднятий. Фундамент сложен основными и ультраосновными породами, глубина его залегания предположительно более 9 км (В.Е.Зиньковский, З.Ф.Кучерова, 1986). Образование карбонатного шельфа, по аналогии с западным и северным бортами Прикаспийской впадины, началось с позднеэйфельского времени. Обширный карбонатный шельф, ограниченный некомпенсированными прогибами формируется в фаменско-турнейское время. В поздневизейско-раннебашкирское время накапливались преимущественно мелководные карбонатные образования, а в более пониженных частях прогибов – глинисто-карбонатные, относительно глубоководные осадки. Области мелководной карбонатной седиментации сократились. В раннем башкире условия осадконакопления соответствуют лагунным обстновкам, в которых накапливались продукты разрушения рифовых построек. Отложения представлены биоморфными, биоморфно-детритовыми, биохемогенными и органогенно-обломочными известняками.

В позднем палеозое Астраханский свод находился в области активного карбонатонакопления, временами сменявшимся привносом терригенного материала. Самыми древними отложениями, вскрытыми бурением, являются известняки нижнего карбона. На эрозионной поверхности серпуховских отложений нижнего карбона залегает толща органогенных известняков башкирского яруса. Перекрывается глинисто-карбонатной толщей нижней перми, представленной различными генетическими типами известняков светлой окраски различной структуры.

Выводы: Пространственное размещение карбонатных платформ в Прикаспийской впадине определяется различной продолжительностью этапов седиментации и блоковой структурой фундамента. Наиболее интенсивное карбонатонакопление протекало на юге и юго-западе Прикаспия в пределах Астраханской и Тенгиз-Кашаганской платформ; за счет расширения площади карбонатонакопления в позднем девоне образовалась единая Астраханско-Жылыойская платформа, которая охватывала всю современную акваторию Северного Каспия и прилегающие к ней прибрежные участки.

В северной части Прикаспийской впадины карбонатонакопление продолжалось наиболее длительный период, что обеспечило формирование мощной Карачаганакской платформы с широким стратиграфическим диапазоном отложений от позднего девона до ранней перми включительно.

В восточной и юго-восточной частях Прикаспийской впадины за счет влияния геодинамических факторов сближения Урала и Северо-Устюртского блока с краем ВосточноЕвропейской плиты, области карбонатонакопления резко сократились, и образовалась узкая полоса карбонатных платформ – Темирская, Жанажольская и Южно-Эмбинская. Процессы карбонатонакопления подавлялись привносом большого количества терригенного материала с прилегающей суши.

На Темирской карбонатной платформе отсутствуют отложения КТ-I.

Южно-Эмбинская карбонатная платформа значительно моложе Тенгиз-Кашаганской.

Карбонатные отложения в ее пределах занимают более узкий стратиграфический интервал, охватывающий период с конца нижнего карбона – раннего визе до ассель-сакмарского яруса нижней перми включительно.

Глава 5. Закономерности размещения природных резервуаров в палеозойском комплексе Прикаспийской впадины.

Региональная нефтегазоносностъ подсолевого разреза контролируется кунгурской галогенносульфатной покрышкой. Однако в формировании зональной нефтегазоносности важнейшую роль играют зонально-развитые глинисто-аргиллитовые флюидоупоры, которые в ряде случаев почти целиком контролируют продуктивность палеозойских 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. Прикаспийская впадина по подсолевым отложениям представлена карбонатными, терригенными, терригенно-карбонатными и карбонатнотерригенными типами разрезов.

Уникальные карбонатные массивы типа Карачаганака, Тенгиза, Кашагана, Астраханского представляют собой гигантские природные резервуары, полезная емкость которого определяется сложным сочетанием коллекторов и пород-экранов. Природные резервуары с высокоемкими коллекторами и наличием региональной галогенно-сульфатной покрышки 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 разрезов природных резервуаров с зонами развития терригенных и терригенно-карбонатных толщ показывает, что карбонатные породы имеют фильтрационно-емкостные свойства более благоприятные как по количественным параметрам, так и по степени выдержанности их в разрезе и по площади. 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 плошади и их общими невысокими значениями, в связи, с чем даже в пределах крупных по площади локальных структур (Тортай, Равнинная, Кенкияк, Акжар Восточный) запасы нефти составляют 0,5-5,0 млн. т.

Роль структурно-седиментационного фактора в формировании благоприятных региональных и локальных структур, контролирующих региональную и локальную нефтегазоносность, высока.

Природные резервуары характеризуются не только специфическим площадным развитием, сложными сочетаниями типов коллекторов и емкостно-фильтрационных параметров, но и дифференцированными особенностями нефтегазоносности в пределах локальных ловушек и в крупных зонах развития карбонатных комплексов.

В подсолевом комплексе преобладающим распространением пользуются залежи, сосредоточенные в массивных ловушках. Они контролируются органогенными постройками разных генетических и морфологических типов, осложняющими крупные карбонатные сооружения («карбонатные платформы», тектоно-седиментационые бортовые карбонатные уступы).

В северной бортовой зоне определяющее влияние структурно-седиментационного фактора очевидно для нижнепермского и башкирско-визейского карбонатных уступов, внутрибассейновой Карачаганакской карбонатной платформы; на востоке - для башкирско-визейского бортового уступа; на юге и юго-западе для Тенгиз-Кашаганской и Астраханской карбонатных платформ. С этими районами связано большинство из выявленных в подсолевом комплексе нефтяных, нефтегазоконденсатных и газоконденсатных месторождений, в том числе гигантские по объемам запасов.

Рассматривая особенности нефтегазоносности подсолевых палеозойских отложений, следует отметить определенное пространственное распределение жидких и газообразных углеводородов по бортовым участкам впадины. В региональном плане докунгурский палеозой в восток-юговосточной и южной частях впадины является преимущественно нефтеносным, газоконденсатным на юго-западе и преимущественно газоконденсатным - в северной и северо-западной частях.

В подсолевых отложениях Прикаспийской впадины установлена региональная нефтегазоносность с преимущественной концентрацией запасов углеводородов в небольшом числе крупных месторождений в карбонатных резервуарах. Природные резервуары нефти и газа приурочены к внутренним прибортовым зонам впадины. Развитие карбонатных коллекторов различных типов зафиксировано в широком стратиграфическом диапазоне: от среднего девона до артинского яруса нижней перми.

Принципиальные различия в строении природных резервуаров обусловлены сложным и неоднозначным воздействием тектоно-седиментационных процессов, что проявилось в литофациальной неоднородности, генезисе продуктивных толщ, характере размещения и мощности пластов-коллекторов и экранов.

Выделяемые в Прикаспийской впадине позднепалеозойские природные резервуары значительно различаются между собой по литологическому составу и стратиграфическому диапазону слагающих их отложений и проявлению нефтегазоносности. На схеме (рис.5) сопоставления разрезов показаны особенности строения природных резервуаров, выделены нефтегазоносные и перспективно-нефтегазоносные комплексы, региональные и зональные флюидоупоры.

Сравнительная характеристика нефтегазоносности месторождений дает возможность проследить сколь велико влияние различных условий осадконакопления на формирование коллекторов и сохранение их свойств в процессе постседиментационных преобразований (табл.1).

В приведенной таблице 1, отражены условия формирования месторождений, тип залежи, возраст отложений, глубина залегания, литогенетические особенности отложений, характерные постседиментационные процессы, типы и классы коллекторов, характер пространственного распространения коллекторов. Различие в условиях осадконакопления, составе и генезисе пород, преобладиние и направленность постседиментационных преобразований, которые обусловили развитие и пространственное распространение различных типов и классов коллекторов.

В пределах Прикаспийской впадины принято выделение следующих зон нефтегазонакопления:

Уральская (Тепловская), Карачаганак-Кобландинская, Кенкияк-Жанажольская, Южно-Эмбинская, Тенгиз-Кашаганская, Астраханская.

Карачаганак-Кобландинская зона нефтегазонакопления приурочена к одноименной зоне поднятий в северо-восточной части впадины. Протяженность зоны около 200 км, ширина - 30-км. Строение её по подсолевым отложениям изучено недостаточно. По данным сейсморазведки здесь прослеживается полоса выступов фундамента: Карачаганакского, Троицкого, Кобландинского и других, выделенных на глубинах 7-8 км. Карачаганакскому выступу фундамента отвечает поднятие по отложениям терригенного девона. По материалам сейсморазведки и бурения в вышезалегающей толще верхнего палеозоя выделяется крупный рифогенный массив, сложенный породами верхнего девона - нижней перми. Он имеет асимметричное строение, и характеризуется субширотным простиранием.

В западной части Карачаганак-Кобландинской зоны нефтегазонакопления открыто крупное Карачаганакское нефтегазоконденсатное месторождение.

Нефтегазоконденсатное месторождение Карачаганак открыто в 1979 г. Приурочено к тектоно-седиментационной структуре субширотного простирания с амплитудой до 1800 м.

Залежь приурочена к ловушке рифогенной природы и связана с карбонатными отложениями палеозоя. Нефтегазоконденсатная залежь массивного типа имеет нефтяную оторочку.

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. Дебиты газа до 590 тыс. м3/сут., конденсата 5м3/сут, нефти до 326 м3/сут. Наряду с описанной основной залежью доказана нефтеносность верхнедевонских отложений на глубинах свыше 5,5 км. Характерно наличие аномально-высокого пластового давления (АВПД). Сводовая часть поднятия осложнена несколькими вершинами, амплитуда которых составляет 100-300 м. Внутреннее строение Карачаганакского поднятия характеризуется большой сложностью, различными литолого-фациальными типами пород, присутствием мощной рифогенной толщи и наличием глубокого предпермского размыва.

В целом продуктивная толща Карачаганакского рифового массива представлена карбонатными породами, чистыми от терригенных примесей, преобладают, в основном, органогенные разности:

биоморфных, биогермных, органогенно-детритовых пород. Подчиненное развитие имеют биохемогенные и органогенно-обломочные разности. Характерна сильная изменчивость пустотного пространства карбонатного массива, повсеместное развитие трещиноватости и кавернозности. Преобладающее развитие имеют известняки пористые, плотные, массивные, неравномерно кавернозные и трещиноватые, в различной степени доломитизированные, реже доломиты.

Формирование коллекторов различных типов обусловлено разнофациальным характером отложений. Это проявляется в значительной неоднородности строения резервуара, в одновременном наличии пористо-проницаемых пластов и маломощных плотных и трещиноватых прослоев; в изменчивости эффективных толщин пластов-коллекторов; широком диапазоне изменения величин пористости и проницаемости.

Для коллекторов порового типа характерны величины пористости от 8,5% до 20,7%, проницаемости от 0,1 мД до 100 и более мД. Этот тип коллектора представлен известняками перекристаллизованными, доломитизированными, выщелоченными и доломитами известковыми кавернозно-пористыми. Во многих разностях поры увеличены до размеров каверн. За счет интенсивного развития унаследованного выщелачивания в пористых разностях известняков создается каверново-поровый тип коллектора с максимальными величинами полезной емкости для нефти и газа.

Для коллекторов каверново-трещинного типа характерна резкая анизотропия проницаемости по параллельному и перпендикулярному направлениям за счет ориентировки трещин и каверн.

Изменение величины проницаемости по параллельному и перпендикулярному направлениям достигает 1-2 порядка. Значения пористости изменяются в пределах 3,5-6,6%, реже до 8,5%;

проницаемости - от сотых долей миллидарси до 23 мД.

Трещинный тип коллектора характеризуется низкими фильтрационно-емкостными свойствами - пористость их 0,9-2,5%, проницаемость меняется от сотых долей миллидарси до первых единиц.

Пространственное размещение коллекторов в природном резервуаре имеет сложный линзовидный характер и показывает, что на глубинах более 4,5 км сохраняются высокоемкие и проницаемые породы. Широкое распространение разноориентированных трещин обеспечивает сообщаемость пластов между собой и массивное строение резервуара. Каверново-поровый тип коллектора характеризуется высокой эффективной емкостью, распространение его ограничено линзовидными пластами.

Кенкияк-Жанажольская зона нефтегазонакопления приурочена к восточному борту Прикаспийской впадины и занимает южную часть Енбекского и северную часть Жаркомысского выступов фундамента, охватывая территорию распространения карбонатных каменноугольных отложений. Для Кенкияк-Жанажольской зоны нефтегазонакопления характерно многоярусное строение с несовпадением структурных планов по отдельным нефтегазоносным комплексам. В пределах Кенкияк-Жанажольской зоны нефтегазонакопления выявлены Кенкиякское и Кожасайское нефтяные, Жанажольское и Урихтауское нефтегазоконденсатные месторождения, промышленная продуктивность которых связаны с карбонатными каменноугольными отложениями и в меньшей мере - с терригенными породами нижней перми.

Подсолевое месторождение Кенкияк открыто в 1971 году в нижнепермских отложениях. На месторождении была установлена промышленная нефтегазоносность трех горизонтов артинского яруса нижней перми. Терригенные отложения ассельского возраста имеют повсеместное развитие в пределах восточной части Прикаспийской впадины. Литологически разрез яруса представлен переслаиванием черных и темно-серых аргиллитов, серых песчаников, алевролитов и темно-серых известняков.

Величины пористости от 15 до 20%, нефтегазонасыщенность 57-69% при эффективной мощности 13,4-24,0 м. Вскрытая толщина равна 75-117 м.

Массивная нефтяная залежь установлена в карбонатной толще среднего карбона.

Величины пористости изменяются от 9 до 16%, проницаемость 150 Мд. Тип коллектора поровый, трещинно-поровый. Нефти преимущественно легкие с плотностью 821-850кг/м3. Дебиты не превышали 39 м3/сут.

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 до 72,0 м3/сут. Пласты-коллекторы характеризуются пористостью - 10,4-20,1%. Эффективная толщина пластов-коллекторов изменяется от 0,6 до 5,6 м. Суммарная эффективная толщина продуктивных горизонтов изменяется по площади от 8,2 до 77,2 м. Залежь нефти на Южном Каратюбе прослеживается в пределы западного склона солянокупольной структуры Каратюбе. В поисковой скважине 69 при испытании в интервалах глубин 2870-2910 м и 2802-2864 м получен приток нефти дебитом соответственно 4,9 и 10 м3/сут.

Месторождение Урихтау открыто в 1983 году. Приурочено к антиклинальной складке субмеридиональной ориентировки с амплитудой около 600 м. Продуктивные каменноугольные отложения представлены органогенными разностями известняков и вторичных доломитов с пористостью 10-14,5% и проницаемостью до 200 Мд. Установлена газоконденсатная залежь с небольшой нефтяной оторочкой, развитой только на восточном крыле. Дебиты нефти до м3/сут. на 6 мм штуцере, дебиты газа до 325 тыс м3/сут. Содержание конденсата в газе 658 г/см3.

Нефть плотностью 807 кг/м3.

Газоконденсатное месторождение Жанажол. Открыто в 1978 году. Приурочено к слабо нарушенной брахиантиклинальной структуре субмеридионального простирания. Доказана продуктивность карбонатных каменноугольных отложений (толщи КТ-I и КТ-II), с которыми связаны самостоятельные нефтяные залежи с газовыми шапками. Дебиты нефти от 2,5 м3/сут до 281 м3/сут в КТ-I и от 13,5 м3/сут до 148 м3/сут в КТ-II. Нефть плотностью 809-836 кг/м3.

Рис. 5. Схема сопоставления нефтегазоносности разрезов месторождений Прикаспийской впадины Таблица Сравнительная характеристика месторождений нефти и газа карбонатных платформ Прикаспийской впадины Геологическая Карбонатные платформы характеристика Карачаганакская Жанажольская Темирская Южно- Тенгиз-Кашаганская Эмбинская Карачаганак Жанажол Кенкияк Бекбулат Тенгиз Королевское Условия Рифовый массив Мелководный шельф Мелководный шельф Рифовый массив осадконакопления Раннепермский - Р1; Каменноугольно – Возраст отложений Раннепермские - Ассельско- Продуктивные Каменноугольные -С среднекаменноугольный - девонский, каменноугольные, Р1 - С сакмарские - P1a–s, отложения С1-СС2; С1 – DМассивная.нефте- Пластово-массивная, нефтегазоконденсатная Массивная Тип залежи Массивно-пластовая газоконденсатная, единое (две карбонатные толщи) массивная нефтяная залежь нефтяная залежь нефтяная залежь Наличие АВПД строение резервуара КТ-I (верхняя) КТ-II (нижняя) 2568 (скв. 19)-3264 (скв. 3867-5415 (ВНК не Глубина залегания, м 3750-5360 3096 (скв. 62)-4511 (скв. 3) 3800-4800 3800-4000 3970-535) выявлен) Известняки:

Литогенетические Известняки преобладают особенности Известняки: преобладают биогермные, Биогермные органогенные, биогермные, биоморфные, (биоморфные, Известняки: органогенно Известняки биоморфные, органогеннобиоморфно-детритовые; биоморфно-детрито- обломочные, рганогенно- Песчаники и алевролиты биогермно- органогенно- детритовые, доломиты: вые). Доломиты детритовые, биоморфные водорослевые обломочные, реликтовозамещения: тонкотонкомикрозернистые фораминиферово- органогенные мелкозернистые, водорослевые известковые Активные процессы Постседиментационные Выщелачивание - перекристаллизации процессы сильное, Доломитизация с и кальцитизации, Перекристаллизация - Интенсивные унаследованное и Кальцитизация - сохранением незначительная сильная; доломитизация - выщелачивание и вновь образованное; преобладает, Кальцитизация средняя, реликтово- доломитизация, сильная; выщелачивание - иперекристаллизаци;

доломитизация - перекристаллизация - перекристаллизация органогенной наблюдается унаследованное и вновь Особенность – сильная; средняя структуры несколько этапов образованное наличие черного ОВ кальцитизация - известняков выщелачивания;

умеренная Особенность – наличие черного ОВ горизонтальная и Повсеместное Трещиноватость и Трещиноватость Интенсивная, повсемест- Интенсивная; преобладает горизонтальная ориентиИнтенсивная наклонная наклонная развитие развитие вновь ная, трещины различной ровка трещин, подчиненное значение - наклонная ориентировка трещин ориентировка трещиноватости и образованной ориентировки ориентировка трещин кавернозности. кавернозности, Поровый (III-IV Типы и классы Поровый (Ш-IV классы), Каверново-поровый, Поровый, классы), характерно коллекторов реже каверново-поровый, поровый (I-II классы), Поровый (V-VI классы), трещинный, поровоПоровый, сложный: порово-трещинный, развитие сложного сложный: трещинный, сложный: каверново- сложный: порово- трещинный, поровотрещинный каверновопорово-каверново- трещинный, трещинный, трещинный каверновотрещинно-порового трещинный трещинный трещинный коллектора Характер пространственного "Линзовидный", Невыдержанный Выдержанный пластовый пластовый Линзовидный "пятнистый" пластовый, распространения коллекторов Анализ строения природного резервуара верхней залежи Жанажольского месторождения свидетельствует об увеличении эффективных мощностей к своду поднятия, что подтверждает тектоноседиментационную природу структур, развитых в пределах Кенкияк-Жанажольской зоны нефтегазонакопления в карбонатных отложениях.

Продуктивная карбонатная толща отличается большим разнообразием структурногенетических типов, изменчивостью литологического состава.

На формирование различных типов коллекторов месторождения Жанажол оказало влияние несколько факторов: накопление осадков в условиях открытого шельфа, существование неустойчивого тектонического режима, неоднократный подъем отложений на поверхность, неодинаковая направленность постседиментационных процессов. Всё это проявилось в одновременном наличии в разрезе пористо-проницаемых пластов, маломощных низкоемких плотных и трещиноватых прослоев. Характерна значительная изменчивость эффективных толщин пластов-коллекторов, широкий диапазон изменения пористости и проницаемости, повсеместное развитие трещин и каверн различного генезиса. Перечисленные особенности способствовали созданию неоднородного пустотного пространства и обеспечили практически наличие коллекторов всех типов, но долевое содержание их в КТ-I и КТ-II неодинаково.

Преобладающее развитие в КТ-I имеют высокоемкие коллекторы порового типа, нижний предел пористости которых равен 6,5%. Наблюдается постепенное возрастание предельных значений пористости до 22% в выделенных интервалах проницаемости от 1 мД до 500 мД и более.

Коллекторы порового типа образуют пласты толщиной от 10 до 40 м. Коэффициент газо- и нефтенасыщенности изменяется в пределах 0,85-0,6.

Каверново-поровый тип коллектора представлен биоморфными известняками. За счет интенсивно развитой унаследованной кавернозности пористые разности известняков отличаются более высокими значениями проницаемости и эффективной пористости, содержание воды незначительно - до 10%. В каверново-поровом типе коллектора коэффициент нефтегазонасыщенности увеличивается до 0,9-0,95. Нижний предел пористости в каверновопоровом коллекторе равен 18%, проницаемости 500 мД.

Коллекторы трещинного типа встречены в различных интервалах продуктивной толщи.

Ёмкость собственно трещин достигает 1,5-2,5%. Интенсивное развитие кавернозности трещиноватости в плотных доломитах приводит к образованию каверново-трещинного типа коллектора, емкость которого за счет каверн возрастает до 4,5-8%. Мощность поровых коллекторов непостоянна. В разрезе нижней толщи присутствуют коллектора сложного строения, в основном трещинно-порового типа, пористость которых составляет 6-12%, а проницаемость достигает 34,2 мД.

Поровый тип коллектора с кавернами также обладает высокими значениями пористости до 1824%, но значительно меньшей проницаемостью порядка 200-400 мД. В плотных и низкопористых доломитах преобладают сложные коллекторы (порово-трещинного и трещинно-порового типа), в которых диапазон изменения пористости значительно ниже 6,6-12%, при проницаемости от долей мД до 30 мД.

В Жанажольских разрезах нижней карбонатной толщи выделяют до 10 пачек коллекторов толщиной от 20 до 80 м. Зональные флюидоупоры представлены плотными непроницаемыми известняками, доломитами или аргиллитоподобными глинами.

Южно-Эмбинская зона нефтегазонакопления занимает большую площадь между двумя крупными зонами нефтегазонакопления – Тенгиз-Кашаганской и Жанажол-Кенкиякской.

Приурочена к Южно-Эмбинскому поднятию юго-восточного борта Прикаспийской впадины, охватывая Маткен-Биикжальскую ступень и Карашунгул-Намазтакырскую зону прогибов. В Южно-Эмбинской зоне нефтегазонакопления выявлены нефтяные месторождения Равнинная, Тортай, Елемес, газоконденсатные Сазтобе Южное, Бекбулат. Отмечены фонтанные притоки на площадях Улькентобе Юго-Западное, Карашунгул, Шолькара. Продуктивные горизонты приурочены к терригенным, карбонатно-терригенным отложениям нижнего, среднего карбона, а также карбонатам филипповского горизонта нижней перми (Равнинная).

Месторождение Тортай открыто в 1976 году. По кровле визейского яруса нижнего карбона и среднего карбона структура Тортай представляет валообразное поднятие северо-восточного простирания. Установлено шесть нефтяных горизонтов в среднем и нижнем карбоне, залегающих на глубинах 2792-3349м. ВНК проводится на отметках 2891 – 3257м. Залежи пластовые, литологически и тектонически экранированные. Горизонты сложены терригенными, карбонатнотерригенными породами. Коллекторы порово-трещинного и порового типов. Песчаники и гравелиты характеризуются резкими изменениями фильтрационных и емкостных свойств, как по площади, так и по разрезу. Пористость пород составляет 7-15%, проницаемость - достигает 3мД. Покрышкой комплекса служат аргиллиты терригенной толщи верхнего карбона. Высоты залежей достигают 60-75 м (соответственно в отложениях московского и башкирского ярусов).

Нефтенасыщенная толщина горизонтов – 0,7-5м, коэффициент нефтенасыщенности 0,66-0,77.

Дебиты нефти 24-30м3/сут на 7 мм штуцере.

Тенгиз-Кашаганская зона нефтегазонакопления расположена в южной части Прикаспийской впадины на северо-восточном побережье Каспийского моря. Она приурочена к крупной девонско-каменноугольной платформе, осложненной рифогенными высокоамплитудными постройками. Докунгурский разрез палеозоя Тенгиз-Кашаганской зоны сложен двумя толщами: терригенной нижнепалеозойско-девонской и карбонатной верхнедевонсконижнепермского (ассельского) возраста, мощность которой постепенно увеличивается с севера на юг от 2 до 3,5 км.

В пределах Тенгиз-Кашаганской зоны нефтегазонакопления открыто несколько месторождений: Тенгиз, Кашаган, Королевское нефтяные и Тажигали - газонефтяное.

Месторождение Тенгиз, открытое в пределах Каратон-Тенгизской зоны поднятий, является уникальным нефтяным месторождением. Оно приурочено к крупному рифовому массиву изометричной формы, площадью около 400 км2. Структура Тенгиз по кровле подсолевых отложений имеет размеры 23х17 км, амплитуда поднятия - 1000 м. В строении месторождения принимают участие подсолевые нижнепермские (артинские), среднекаменноугольные (башкирские), нижнекаменноугольные и верхнедевонские отложения. Вся толща представлена органогенными карбонатными породами, общая мощность которых в сводовой части структуры по данным сейсморазведки достигает 3500 м. ВНК не установлен.

На месторождении Тенгиз продуктивны отложения нижнего и среднего карбона, вскрытые на глубинах 3900-5000 м. Они отличаются неоднородностью вещественного состава, частым чередованием прослоев известняков с различными текстурно-структурными особенностями, наличием широкого спектра коллекторов.

Коллекторы порового типа представлены слабосцементированными разностями органогенных, биоморфных и органогенно-обломочных известняков с широко развитой кавернозностью. Мощность коллекторов порового типа варьирует от 2 до 15 м. Как правило, значения пористости равны 6-20%, проницаемость изменяется в пределах от 0,4 до 300 мД. В отдельных разностях за счет каверн пористость достигает 24% при проницаемости более 150 мД.

Особенностью коллекторов порового типа месторождения Тенгиз является почти повсеместное развитие микротрещин и мелких кавернозных участков, но роль их в оценке пористости и проницаемости имеет подчиненное значение, однако они усложняют морфологию строения пор.

Коллекторы порово-трещинного и порово-каверново-трещинного типа обладают пористостью от 4 до 8%, реже до 10%, проницаемостью от 0,6 мД до 2,5 мД. Как правило, они сложены плотными разностями органогенных известняков с неравномерно распределенной пористостью при одновременном присутствии в них выщелоченных полостей трещин и изолированных каверн.

Мощности прослоев подобных коллекторов составляют 3-12 м.

Трещинный коллектор устанавливается по наличию образцов с низкой пористостью (менее 3%) и проницаемостью от 0,1 мД до первых единиц и сотен мД, которые изменяются за счет развития системы трещин по взаимно перпендикулярным направлениям на один-два порядка.

Следует отметить, что, несмотря на относительно глубокое (более 5,5 км) погружение продуктивных отложений месторождения Тенгиз в них широко развиты типичные коллекторы порового типа, а трещины, сохраняя значительную протяженность и раскрытость, обеспечивают сообщаемость пластов. Большое влияние на раскрытость трещин и сохранение поровых коллекторов на больших глубинах оказывает аномально высокое пластовое давление (АВПД).

Нефть этого уникального месторождения легкая - 0,805 г/см3, Для Тенгиз-Кашаганской зоны характерно значительное превышение пластовых давлений над гидростатическим в 1,8-2,0 раза.

Месторождение Кашаган. Это гигантское по размерам нефтяное месторождение в Прикаспийской впадине. Месторождение Кашаган имеет размеры 73,5х27,5 км, при этом по изогипсе – 4500м оно разделяется на два самостоятельных поднятия Кашаган Восточный и Западный. Восточная часть представляет по своим очертаниям изометричную складку и имеет размеры 42х20км по изогипсе – 4200м. Западная часть поднятия морфологически представляет полосообразно построенное геологическое тело и по изогипсе – 4200м имеет размеры 0,5хЗ,0км.

Установлено два продуктивных горизонта: в интервале 4038-4074,4м в башкирских отложениях среднего карбона и в визейских отложениях в интервале 4238-4299м. Региональной покрышкой служат ангидриты кунгурского яруса. Продуктивная толща представлена известняками органогенными и доломитами. Аргиллиты артинского возраста выполняют роль зонального флюидоупора. ВНК установлен на глубине 4600 м.

Королёвское месторождение. Королевское нефтяное месторождение расположено на юговостоке Прикаспийской впадины и приурочено к восточной части Приморского свода, на юге оно сочленено с Тенгизским поднятием. Залежь нефти открыта в 1984 году.

По подошве соли Королевское поднятие представляет собой асимметричную антиклинальную складку субмеридионального простирания размером 4,5х8,5 км (в пределах замкнутой изогипсы 4600 м) и высотой 800 м. Южная сводовая часть поднятия осложнена двумя небольшими куполами с амплитудами 100 м и 200 м. По перекрывающим соленосным отложениям на Королевской площади сейсморазведкой закартирован соляной купол Южный Атанак (в районе скв.10). В сводовой части структуры (скв.16) под артинской толщей на гл.3869 м вскрыты отложения среднего карбона, а в крыльевых частях структуры (скв.9 и 10) на глубинах 4554-45м известняки серпуховского (С1) и визейского (малиновский горизонт) ярусов (скв.13 гл.4755), что свидетельствует о значительном размыве каменноугольных отложений.

Роль экрана выполняют глинисто-сульфатные непроницаемые породы верхнеартинского возраста. Продуктивными являются отложения нижнего-среднего карбона. Толщина нефтенасыщенных пластов различного возраста неодинакова и меняется по скважинам от 250 до 300 и более метров. Продуктивная толща сложена органогенными известняками, среди них преимущественное развитие имеют органогенно-детритовые, биоморфные, водорослевые и биогермные разности.

Строение продуктивных отложений отличается неоднородностью и изменчивостью фильтрационно-емкостных свойств. В массиве развиты пласты, в которых преобладает фильтрация по порам или по трещинам, они не коррелируются между собой по скважинам. Разнообразие литогенетических типов пород обусловлено условиями седиментации и неравномерным проявлением вторичных, постседиментационных процессов, особенно выщелачивания.

Трещинный тип коллекторов представлен наиболее плотными, почти незатронутыми процессами выщелачивания породами, в структуре пустотного пространства которых преобладает матричная межкристаллическая пористость, со средним размером пустот 0,005 мкм. Фильтрация осуществляется по трещинам. Пористость не превышает - 2%.

Коллекторы каверново-трещинного и порово-трещинного типов представлены породами с вторичной пористостью и кавернозностью и увеличенной трещинной емкостью. Фильтрация нефти осуществляется также по крупным порам и трещинам, повышенная емкость (до 5%) обусловлена кавернами, при сильном развитии которых резко повышается пустотность до 8-10%, но проницаемость таких коллекторов остается низкой.

Коллекторы трещинно-каверново-порового типа отличаются от первых двух резким возрастанием роли вторичных пор и каверн в структуре пустотного пространства, наибольшим содержанием эффективных пустот, хорошей проницаемостью до 150, редко 260 и более мД. Наиболее характерными постседиментационными изменениями для пород являются процессы выщелачивания.

Астраханская зона газоконденсатонакопления приурочена к одноименному своду, выраженному по всем горизонтам подсолевого палеозоя и поверхности фундамента. Открытием Астраханского газоконденсатного месторождения здесь доказана продуктивность нижнебашкирских отложений. Наиболее древние породы подсолевого разреза, разведанные бурением, относятся к окскому надгоризонту визейского яруса. Они представлены органогенными известняками и реже доломитами, вскрытая мощность которых 455 м. На размытой поверхности карбонатных пород башкирского яруса с большим стратиграфическим перерывом залегают артинские отложения нижней перми, мощностью от 50 до 175 м. Они представлены кремнистыми аргиллитами с прослоями карбонатных пород. Толщина соленосных отложений кунгура в пределах соляных куполов достигает 3500-4000 м. В нижней части кунгурского яруса разреза присутствуют пачки терригенных и сульфатно-карбонатных пород толщиной до нескольких сотен метров.

Астраханское месторождение расположено во внутренней прибортовой зоне Прикаспийской впадины в пределах Астраханского свода. Оно имеет размеры 100x40 км, приурочено к отложениям среднего карбона, которые залегают на глубинах 3880-4250 м. Месторождение газоконденсатное, находится в юго-западной части Прикаспийской впадины, отличается большим содержанием сероводорода - до 25%. Продуктивная толща представлена комплексом органогенных известняков башкирского яруса. Газоконденсатная залежь массивного типа, приуроченная к известнякам башкирского яруса, характеризуется аномально высоким пластовым давлением (63 МПа), пластовые температуры составляют 105-110оС. Флюидоупором залежи служат глинистокремнисто-карбонатные породы нижней перми, которые перекрыты соленосной толщей кунгурского яруса мощностью до 3-3,5 км.

Продуктивная толща залегает на эрозионной поверхности серпуховских отложений нижнего карбона и перекрыта глинисто-карбонатными породами нижней перми. Газонасыщенная часть разреза представлена различными литогенетическими типами известняков светлой окраски, различной структуры, массивных, преобладают разности преимущественно плотные, тонкопористые, иногда с наличием микротрещин, редко мелко кавернозные. Большую роль в фильтрации играет трещиноватость пород, которая развита как в пористых, так и в плотных низкоемких породах.

Коллекторы порово-трещинного типа характеризуются пористостью от 4 до 15 % реже более и проницаемостью - 0,1 - 2,34 мД. Развиты микротрещины горизонтальной и вертикальной ориентировки, раскрытость - 5-30 микрон, сообщаемость трещин значительная.

Анализ условий седиментации и степени преобразования карбонатных пород башкирского яруса позволяют сделать вывод, что породы Астраханского месторождения испытали сильное залечивающее влияние процессов вторичного минералообразования - кальцитизацию; растворение и выщелачивание проявилось очень слабо.

Поровый тип коллектора представлен типичными органогенными разностями с относительно высокой пористостью 12,7-15% и проницаемостью от 0,93 до 2,5 мД. В некоторых известняках присутствуют тонкие трещины. Практически эти разности можно отнести к нижнему пределу пород, являющихся коллекторами порового типа.

Сравнительное сопоставление месторождений прибортовых зон Прикаспийской впадины показало принципиальное различие условий накопления продуктивных горизонтов, которое заключается в характере размещения и в значительной изменчивости фильтрационно-емкостных свойств пластов в природных резервуарах.

Различные во времени и пространстве этапы карбонатной седиментации, проявление блоковой структуры фундамента, залегающего на различных глубинах, развитие мощного соленосного экрана и высокий генерационный потенциал осадочных толщ, доказанный ранее проведенными исследованиями многих ученых – все это предопределило условия формирования и сохранения сложно-построенных природных резервуаров.

Распространение продуктивных пластов в пределах природных резервуаров характеризуются значительными изменениями мощности, состава и коллекторского потенциала, что связано с лито-генетическими особенностями отложений.

Глава 6. Оценка перспектив нефтегазоносности подсолевого палеозойского комплекса Прикаспийской впадины. Прикаспийская нефтегазоносная провинция объединяет ряд нефтегазоносных областей и районов, имеющих определенное сходство и различие геологического строения и распределения основных нефтегазоносных горизонтов по разрезу и по площади развития подсолевых палеозойских отложений (нижняя пермь, карбон, девон). На формирование скоплений УВ определяющее влияние оказал тектонический фактор, поэтому границы выделенных районов и зон нефтегазонакопления в подавляющем большинстве случаев совпадают с контурами тектонических элементов. Литолого-фациальный состав подсолевых пород, гидрогеологическая обстановка и термобарические условия были благоприятными для нефтегазообразования на большей части впадины. Региональная сульфатно-галогенная толща кунгура служит надежным флюидоупором.

Карты перспектив нефтегазоносности Прикаспийской впадины ранее составлялись Г.Е.А.Айзенштадтом, Ю.А.Воложем, Э.С.Воцалевским, А.И.Димаковым, К.А.Клещевым, Б.А.Соловьевым, В.С.Шеиным и др.

Оценка нефтегазоносности палеозойских отложений, составленная автором на основе позволила выделить области и зоны, различные по нефтегазогеологического районирования, степени перспективности (рис.6).

Высокоперспективные районы и зоны - выявленные крупные месторождения нефти и газа вдоль бортовой зоны, а также локальные поднятия с благоприятными литолого-фациальными особенностями разреза, в котором прогнозируются резервуары с надежными региональной и локальными покрышками.

Перспективные – это площади, где в подсолевом палеозойском комплексе получены промышленные притоки или установлены месторождения УВ в надсолевых отложениях, а также имеются благоприятные геологические условия для скопления и сохранения УВ.

Возможно перспективные районы – это районы, где единичными скважинами вскрыта лишь верхняя часть подсолевого разреза, но по сейсмическим данным о составе пород подсолевые палеозойские отложения могут содержать продуктивные горизонты. Имеются благоприятные условия для скопления и сохранения залежей УВ.

Малоперспективные районы и зоны характеризуются ухудшением литолого-фациальных условий осадконакопления, ненадежной покрышкой, неблагоприятной обстановкой для формирования и сохранения скоплений УВ. Своды структур нередко глубоко эродированы и осложнены дизъюнктивными нарушениями.

Районы с невыясненными перспективами приурочены к наиболее погруженной части впадины, где слабо изучен структурный план подсолевого комплекса, и установлена значительная толщина предполагаемых нефтегазоносных толщ.

В пределах Прикаспийской нефтегазоносной провинции выделяются Приморская нефтеносная область (НГО), Эмбинско-Актюбинская НГО, Северо-Прикаспийская НГО и Центрально-Прикаспийская область с невыясненными перспективами.

Приморская нефтегазоносная область выделяется на юге Прикаспийской НГП. В ее состав включены Астраханский газоконденсатный, Мынтобинско-Новобогатинский и ГурьевскоКульсаринский высокоперспективный районы, и Тенгиз-Каратонский нефтеносный район, а также Приморская и Тенгиз-Королевская нефтеносные зоны.

Мынтобинско-Новобогатинский высокоперспективный район расположен между Астраханским и Каратонским нефтеносными районами. Перспективными могут быть отложения от девона до нижней перми. Прогнозируется карбонатный состав отложений.

В районе выявлены локальные структуры Мынтобе, Новобогатинское и Сорочинка, с которыми могут быть связаны промышленные скопления УВ.

В пределах акватории Северного Каспия и прилегающих к морю прибрежной зоны выявлены высокоперспективные структуры, распространение которых показано на схеме (рис. 7).

Южно-Жамбайское палеозойское поднятие находится в одной нефтегазоносной зоне с Астраханским газоконденсатным месторождением. Близкое расположение Южно-Жамбайской Чинаревское B-I Рожковское Гремячинское D,С,PI Бурлинское B-D3,СI-2,PI Уральск Карачаганак B-B-Кобланды DI Б-В-D,СI Тамды D3,СI,PI Жилянское Бестау Актобе Б-Б-D,СI Г Б-D3,СI-2,PI Б-Б-D,СI-Кенкияк Алибекмола Б-Урихтау Жанажол D3,СI-II-4б Б-Б-Мынтобе С.

Акжар Мынтобе III-2б D3,С Мынтобе Ю.

Сорочинка Б-Новобогатинское А-D, С, PI Атырау Манаш D, СI-Улькентобе Алтыкулак А-Кульсары Тортай А-Айранколь Забурунье Трехбратское D,СI,PI Б-I III-3б Астраханское Вост.Кашаган Равнинная Жамбай Ю.

Зап.Кашаган Ю.З.Тажигали Астрахань D,СI-2,PI Карашунгул Ю.Кашаган Кайран Ю.Кер-Оглы Королевское D,СI Б-А-Ю.Нубар Тенгиз Курмангазы Шубарбалинская ОгайскоеD,СI-2,PI Белинский Кулалинский Сазтюбе Ю.

Южное Рис. 6. Схема перспектив нефтегазоносности подсолевого палеозойского комплекса Прикаспийской впадины. Составил: Абилхасимов Х.Б. 2009 г. с использованием материалов ВНИГНИ, ВНИГРИ, ИГН им.К.И.Сатпаева, Гурьевнефтегазгеология Е О К С Й И Е Р П О С М А К структуры к указанным газоконденсатным месторождениям позволяет высоко оценивать перспективы ее нефтегазоносности.

Имашевское поднятие выделено по отражающим горизонтам П1 и П2, в пределах которого выделяется несколько локальных структур (Кордуан, Шортанбайская, Кызылоба, Котяевская). В скважине Кордуан П-2 визейско-башкирские отложения сложены органогенными известняками трещиноватыми, представляющими собой рифы.

В северной части Имашевского поднятия, в пределах Шортанбайской структуры, отмечается замещение карбонатных пород на терригенно-карбонатные. На Шортанбайской площади выделено собственно Шортанбайская и несколько небольших локальных структур.

Предполагается, что в пределах последних карбонатные породы связаны с рифовыми постройками позднекаменноугольного возраста.

Трехбратское подсолевое поднятие и расположенные вблизи него локальные поднятия меньших размеров также представляются перспективными, прогнозируется сокращение мощности карбонатной палеозойской толщи и наличие в ее составе терригенных пропластков.

Структура Курмангазы находится в одной зоне с Каракульско-Смушковской зоной дислокаций и Южно-Астраханской группой поднятий, в ней отсутствует региональная соленосная покрышка.

Поэтому, несмотря на значительное количество пробуренных скважин, не было выявлено ни одного промышленного скопления УВ. Кашаганские месторождения и структура Курмангазы Потенциальные ресурсы УВ расположены по разные стороны от Аграхано-Гурьевского разлома.

сосредоточены в карбонатном каменноугольном-верхнедевонском комплексе под выявленными надсолевыми месторождениями Пустынная и Тажигали Юго-Западное. Максимальная мощность карбонатного продуктивного комплекса, по геофизическим данным, достигает 3000 м, а терригенного – более 2000 м. В сохранении скоплений УВ в карбонатном комплексе существенную роль играет региональная соленосная кунгурская покрышка. Выклинивание ее на структуре Южной явилось, видимо, основной причиной отсутствия здесь скоплений УВ.

Прогнозируется развитие карбонатных построек на западе Приморской НГО, в районе Каратона, Ансагана и на площадях Буйыргын и Кокмай на востоке. Положение Буйыргынского карбонатного тела намечается по сейсмической съемке 3Д. Оно расположено на восточном склоне Жылыойского регионального поднятия, в пределах которого изучены карбонатные тела, к которым приурочены месторождения Кашаган, Тенгиз, Королевское и Ансаган.

Гурьевско-Кульсаринский высокоперспективный район с севера непосредственно прилегает к Тенгизско-Каратонскому нефтеносному району. Перспективы связываются в основном с девонскими и каменноугольными отложениями, которые представлены преимущественно карбонатными породами. Подсолевые структуры Айранколь и Алтыкулак представляют собой аккумулятивные осадочные накопления зоны отмелей карбонатных платформ.

Приведенный краткий анализ данных позволяет нам сделать вывод о более широком развитии карбонатных отложений в пределах Северо-Каспийской системы сводовых поднятий.

На юго-востоке и востоке Прикаспийской нефтегазоносной провинции выделяется ЭмбинскоАктюбинская НГО. В тектоническом плане и при нефтегазогеологическом районировании, представляется достаточно сложной. Резко меняется литолого-фациальный состав подсолевых отложений по площади и разрезу, что отражается на распространении нефтегазоносных комплексов. Она включает на юге Южно-Эмбинский, Маткен-Биикжальский, на востоке Жанажол-Торткольский газонефтеносные, на севере Темирский нефтеносный, Остансукский газонефтеносный, Болгарско-Сорокульский перспективный районы.

К западу от Жанажол-Торткольского газонефтеносного и Темирского нефтеносного районов выделен Боржер-Акжарский высокоперспективный район, Коскульско-Байганинский перспективный район, Сарыкумак-Егендинский малоперспективный, КарашунгылНамазтакырский перспективный районы, А на севере - Актюбинский и Новоалексеевский малоперспективные районы.

Региональной покрышкой служит сульфатно-галогенная толща кунгура, а зональными покрышками - нижнеподольская терригенная толща и пропластки глин и аргиллитов внутри АТЫРАУ Биикжал Айменбет Улькентобе Шолькара Трехбратское Высотное Ю.З.Улькентобе К Ушмола Кумшеты Ю.З.Шолькара Тажигали Астраханское Пустынное Аккудук Каратон Ю.Коктобе Кайран Конысбай 100 м 200 м 4, ПКисембай Ю.З.ТажигалиКошкимбет Тортай Бирлестик Суишбек Вост.Кашаган 100м Туресай Ю.Каратон Равнинное 250 м Карашунгул Южный-Жамбай Табынай Ю.Кашаган Зап.Кашаган Азнагул Аманас П Прибрежное Королевское Ю.Молодежное Караой Шубарбалинская 240 м 240м 330 м Тенгиз Ю.Кер-Оглы Ансаган В.Елемес 50-500 м Курмангазы Маткен Кульжан 4,Огайское Елемес Ю.Нубар В.Арман 200 м Арман Аиршагыл 200 м 330м 140 м Белинский П 17 Сазтобе П 510 м П П Южное 5 0 5 10 15 Км Кулалинский Каламкаский вал 7 16 4 10 8 5 14 2 К 9 12 15 3 6 1-граница Прикаспийской впадины; 2-тектонический шов;

3- карбонатный уступ; 4-изогипсы по отражающему горизонту П1; 5-границы палеографических зон; 6-граница распространения кунгурских солей; 7-область сноса;

8-море, мелководный шельф; 9- море, более глубоководный шельф. Отложения:10-гравелиты;11-песчаники; 12-глины;13-карбонаты;14-рифогенные постройки;15-направление сноса терригенного материала; 16 - локальные структуры; 17 - нефтяные месторождения; 18 - газонефтяные месторождения ; 19 - нефтепроявления; 20 - газоконденсатные месторождения; 21- региональные разломы Рис. 7. Cхема расположения перспективных структур в акватории Северного Каспия и прилегающих территорий Прикаспийской впадины,,,,, Ю, ж н о А с т р, х а н с к и й р а з л о м, Е Р О М, Е м О о, л К з а р С й Й и к с И в, е ь П р у С Г о А к с К н а х а р г, А, карбонатных толщ.

Боржер-Акжарский высокоперспективный район приурочен к одноименной тектонической ступени, осложненной валами и локальными поднятиями. В подсолевом комплексе в терригенных отложениях нижней перми выявлены месторождения Акжар Восточный и Каратюбе. Сульфатно-галогенная толща кунгура служит надежной региональной покрышкой.

Блок Жаркамыс Восточный располагает двумя потенциальными в нефтегазовом отношении комплексами: нижнепермский и пермо-триасовый (в основном, структуры примыкания и подкарнизные ловушки). Интерес представляет возможная связь соляного карниза Киндысай с близлежащим карнизом Южное Каратюбе с доказанной нефтеносностью.

Коскульско-Байганинский перспективный район, где развиты терригенные нижнепермские отложения и карбонатные породы нижнего карбона и девона могут быть обнаружены ловушки для аккумуляции УВ.

Северо-Прикаспийская нефтегазоносная область охватывает северную бортовую часть впадины. В пределах внутренней прибортовой зоны впадины можно выделить КарачаганакскоКобландинский нефтегазоконденсатный, а также Озинковско-Рожковский, Новоузеньский и Северо-Челкарский перспективные районы.

В пределах Кобландинско-Тамдинского вала пробуренная глубокая скважина на структуре Кобланды, подтвердила наличие карбонатных отложений позднедевонско-раннепермского возраста. Мощность отложений – более 600м. Данное открытие позволяет прогнозировать наличие глубокопогруженных карбонатных структур в глубокой части впадины, на склонах карбонатных платформ. Песпективными объектами являются структуры Тамды и Кобланды.

Центрально-Прикаспийская (внутренняя) часть впадины отнесена к землям с невыясненными перспективами нефтегазоносности. Эта область отождествляется с наиболее погруженной зоной впадины, где кровля подсолевых палеозойских отложений зафиксирована на глубине 8-10 км и более.

Проведенная автором переоценка ресурсов УВС Прикаспийской впадины методом геологических аналогий позволила уточнить и увеличить прогнозные ресурсы нефти, газа и конденсата подсолевых отложений Казахстанской части Прикаспийской впадины. Перспективная толща отложений Прикаспийской впадины выделяется в стратиграфическом объеме от нижней перми до верхнего девона, включительно.

Прогнозное содержание ресурсов нефтяных углеводородов в новых перспективных структурах нефтегазоносных областей (НГО) приведены в табл.2.

В Северо-Прикаспийской НГО в Кобланды-Тамдинской зоне (структуры - Кобланды, Тамды) - по категории С3+Д1+Д2 - 500/125 млн.т.

В Эмбинско-Актюбинской НГО прогнозное содержание нефтяных углеводородов в структуре Бестау – по категории С3+Д1+Д2 - 300/80 млн.т.; в Жаркамысском своде – по категории - С3+Д1+Д2 - 606/143млн.т.;

В Приморской НГО величина прогнозных ресурсов в Мынтобе-Новобогатинском своде (структуры Мынтобе, Новобогатинское, Сорочинка) по категории С3+Д1+Д2 составляют 3640/1060 млн.т.; а в Гурьевско-Кульсаринском своде (структуры Айранколь, Алтыкулак) по категории С3+Д1+Д2 составляют - 3080/922 млн.т.;

Акватория Каспийского моря. Из первой разведочной скважины на Восточном Кашагане с глубины 5170 м получен приток нефти дебитом 600 м3/сут. и газа – 199 тыс. м3/сут. Суммарные геологические запасы месторождения по оценкам экспертов ОКIОС составляла 1,4 – 2,5 млрд. т н.э., а по оценкам ННК "Казахойл" – 1,7 млрд. т н. э. В разведочной скважине, пробуренной на площади Западный Кашаган с глубины 4250 м получены притоки нефти дебитом 540 м3/сут. и газа – 215 тыс. м3/сут. Суммарные геологические запасы месторождения оцениваются - 0,8 – 1,5 млрд.

т.н.э.

Основные ресурсы УВ прогнозировались в пределах зон развития карбонатных построек. В качестве эталонного объекта принято месторождение Тенгиз. По категории С3 величина Таблица 2.

Прогнозные ресурсы нефти Прикаспийской впадины на 1.01.2009г.

(подсолевой комплекс) Геологические/извлекаемые Нефтегеологическое и Нефть, млн.т.

тектоническое деление А+В+С1 С2 итого. С3 Д1 Д2 итого итого НПР А+В+С1+С2 С3+Д1+ДСеверо-Прикаспийская 505,630 210,553 716,186 - 477 1190 1667 2383,НГО в том числе: 196,340 62,563 259,328 143 338 380 740,Кобланды-Тамдинская 500 500 5зона - - - - - 125 125 1(Кобланды, Тамды) Эмбинско- 738,90 255,05 993,95 36,6 1121 4539 5696,6 66Актюбинская НГО 196,08 68,983 265,06 12,2 277 1121 1410,2 16в том числе:

Структура Бестау 100 200 300 3- - - - 25 55 80 Жаркамысский свод 627,79 214,0 841,79 36,6 342 227 606 1448,167,7 62,5 230,2 12,2 82 49 143 379,Южно-Эмбинский ГН 11,811 16,212 28,02 16,0 127 1768 1911 1939,3,49 4,581 8,07 5,0 38 530 421 429,Приморская НГО 2910 5659.5 8569,8 5729 2729 8484 17882 264в том числе: 1100 1932 3034 1528 945 2565 5178 81Мынтобе- 640 3000 3640 36Новобогатинский свод - - - - 160 900 1060 10Гурьевско-Кульсаринский - - - - 64 3016 3080 30свод 19 903 922 9Акватория Каспийского 1105 3757 4862 4738 - 1000 5738 106моря 387.7 1261.2 1649.9 1231 330 1561 32перспективных геологических ресурсов нефти в пределах структур Кайран, Кашаган, Актоты составила 9,63 млн.тонн, свободного газа – 1395 млрд.м3, растворенного газа – 4641 млрд.м3.

По северной акватории Каспийского моря суммарные начальные ресурсы углеводородов палеозойских отложений составляют 25,2/9,5 млрд.тонн. Из них перспективная и прогнозная части по категории С3+Д1+2 составляют: нефть - 5,738/1,56 млрд.тонн;

После проведенных нефтепоисковых работ последних лет изменилась геологическая модель строения ряда структур на суше, появились перспективные объекты на шельфе Каспийского моря.

Наибольший прирост прогнозных ресурсов наблюдается в Приморской НГО в результате учета ресурсов акватории Каспийского моря.

Таким образом:

• На суше прогнозируется развитие карбонатных построек на западе в районе Каратона, Ансагана и на площадях Буйыргын и Кокмай на востоке от Тенгиза.

• В Мынтобинско-Новобогатинском районе перспективны выявленные локальные структуры Мынтобе, Новобогатинское и Сорочинка, в подсолевом разрезе которых прогнозируются карбонатные отложения позднедевонско-нижнепермского возраста, с которыми могут быть связаны промышленные скопления УВ.

• В Гурьевско-Кульсаринском районе перспективны структуры Айранколь и Алтыкулак.

• На севере и северо-востоке впадины перспективными являются структуры - Кобланды, Тамды, Бестау, а в пределах Эмбинско-Актюбинской зоны поднятий – Коскольское, Киндысай, Сакрамабас, Жагабулак Юго-Западный.

• Высокие перспективы в подсолевых отложениях акватории Северного Каспия связаны со структурами Шубарбалинское, Трехбратское, Жамбай Южный морской и Имашевское.

• Помимо карбонатных массивов, возможно существование перспективных объектов связанных с подводными конусами выноса нижнепермского возраста.

• Развитые в подкарнизных частях соляных куполов кунгура верхнепермские терригенные отложения также являются перспективными объектами для поисков залежей нефти. Такие объекты выявлены в пределах северной, восточной и юго-восточной бортовых зон Прикаспия.

В заключение следует подчеркнуть, что высокая перспективность нефтегазоносности месторождений Прикаспия обусловлены совокупным влиянием ряда факторов и условий, среди которых надо выделить:

1) наличие в разрезе мощных нефтегазоматеринских толщ, обеспечивающих высокий генерационный потенциал;

2) пространственное совпадение выявленных зон нефтегазонакопления с очагами генерации углеводородов;

3) развитие высокоамплитудных и крупных по площади тектоно-седиментационных структур древнего заложения;

4) продолжительное карбонатное накопление на различных этапах седиментации связано с блоковой структурой фундамента, залегающего на различных глубинах;

5) наличие мощного соленосного экрана кунгурского возраста, который является региональной покрышкой;

6) накопление во внутренних бортовых зонах разновозрастных карбонатных отложений с широким развитием в них рифовых фаций;

7) сохранение высокоемких карбонатных коллекторов в условиях больших глубин за счет развития рифогенных фаций;

8) наличие аномально-высоких пластовых давлений;

9) неоднократные инверсионные движения на различных этапах формирования Прикаспийской впадины, которые способствовали интенсивному проявлению процесса выщелачивания;

10) возможная миграция жидких и газообразных УВ из центральных областей Прикаспийской впадины к ее бортовым зонам.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ:

• Проведены палеогеографические реконструкции основных этапов развития позднепалеозойского осадочного бассейна, которые отражают особенности формирования седиментационных комплексов Прикаспийской впадины. Построены палеогеографические карты;

• Обосновано большое влияние блоковой структуры фундамента на продолжительность этапов седиментации и формирование карбонатных платформ. Показаны различные глубины залегания фундамента, которые определяют изменчивость литологического состава и мощностей отложений палеозоя.

• Проведена типизация разрезов карбонатных платформ в пределах бортовых зон Прикаспийской впадины, которая позволила выявить связь условий осадконакопления и блоковой структуры фундамента;

• Выявлены принципиальные различия в строении природных резервуаров. В предлагаемой классификационной схеме отражены: условия осадконакопления, возраст, тип залежи, изменчивость состава пород, постседиментационных преобразований пород, типы и классы коллекторов. Установлены закономерности пространственного распространения природных резервуаров;

• Установлено существование и разрушение древних вулканических дуг, являвшихся источником обломочного вулканогенного материала на протяжении девона и ранней перми;

Обоснованы области формирования источников сноса и минеральный состав сносимого • терригенного материала. Доказано существование близких источников сноса (в позднепалеозойское время) с Урала и Северного Устюрта с развитыми корами выветривания. Обломочный материал по составу обломков и парагенезу глинистых минералов существенно различен в пределах бассейна. Это позволило выделить в пределах Южно-Эмбинского поднятия конусы выноса - Шолькаринский, Тортайский, ВосточноТабынайский и Арман-Аиршагыльский, а вдоль восточного борта – Остансук-Джурунский, Коздысай-Акжарский и Восточно-Жанажольский;

Обосновано наличие единой карбонатной платформы на юге Прикаспийской впадины, • сформированной в позднем девоне и охватывающей значительную площадь, на которой выявлены крупные и гигантские месторождения – Тенгиз, Королевское, Кашаган и Астраханское;

Выявлены новые нефтеперспективные структуры: на севере и северо-востоке - Кобланды, • Бестау, Тамды; на юге и юго-востоке – Буиыргын, Кокмай, Мынтобе, Новобогатинское, Сорочинка, Айранколь, Алтыкулак.

• В пределах акватории Северного Каспия и прилегающей к морю прибрежной зоны выявлены высокоперспективные структуры: Жамбай Южный, Трехбратское, Имашевское, Шубарбалинское.

• Проведена оценка нефтегазоносности палеозойских отложений, разработанная на основе позволила выделить области и зоны, нефтегазогеологического районирования, которая различные по степени перспективности.

Основные опубликованные работы по теме диссертации:

1. Литолого-фациальные критерии поисков углеводородов в подсолевых отложениях юговостока Прикаспийской синеклизы. Республиканская конференция. Львов. 1989г. т. 1.

2. Влияние глинистых минералов на коллекторские и экранирующие свойства подсолевых отложений юго-востока Прикаспийской синеклизы. Сборник «Прикаспийский нефтегазовый комплекс». Алма-Ата. 1989 г. с.15-21.

3. Литолого-фациальная характеристика и перспективы нефтегазоностости каменноугольных и нижнепермских отложений юго-востока Прикаспийской синеклизы. «Вестник» АН КазССР.

Алма-Ата, №1, 1991г. с. 64-66.

4. Литолого-фациальная характеристика и перспективы нефтегазоностости каменно-угольных и нижнепермских отложений юго-востока Прикаспийской синеклизы. Аналитический обзор КазНИИНТИ. Алма-Ата, 1991г. 4,06 печ.л. (соавтор - Жолтаев Г.Ж).

5. Перспективы поисков неантиклинальных ловушек в подсолевых отложениях юго-востока Прикаспийской синеклизы. «Геология нефти и газа» М. 1991г. №6 с.14-17. (соавтор - Жолтаев Г.Ж).

6. Возможность прослеживания и уточнения границ песчаных тел на юго-востоке Прикаспийской синеклизе по сейсмическим материалам. «Известия» АНКазССР серия геологическая №2. Алма-Ата, 1991г. с. 64-66. (соавторы - Нуралиев Б., Воронов Г.В., Конысов А.К.).

7. Закономерности распространения коллекторов в подсолевых отложениях юго-востока Прикаспийской синеклизы с позиции принципов самоорганизации природных систем.

Международная конференция «Самоорганизация природных техногенных и социальных систем», Алматы, 1998г. с.64-66. (соавтор - Жолтаев Г.Ж).

8. Литолого-физическая характеристика карбонатных пород подсолевого комплекса юговостока Прикаспийской синеклизы. Труды Международного симпозиума, посв. 100-летию К.И.Сатпаева. Алматы, 1999г. Часть 1. с.19-23.

9. Глинистые минералы подсолевых отложений юго-востока Прикаспийской синеклизы и их влияние на фильтрационно-емкостные свойства пород. «Вестник» КазНТУ, г.Алматы, 1999г. №12, с.49-56.

10. Подсолевой комплекс юго-востока Прикаспийской синеклизы перспективный объект на поиски углеводородов. «Вестник» КазНТУ, г.Алматы, 1999г. №1-2. с.74-78. (соавтор - Жолтаев Г.Ж).

11. Седиментационная модель юго-востока Прикаспийской синеклизы в ранне-пермскую эпоху. «Вестник» КазНТУ им.К.И.Сатпаева. Алматы, 2001г.. №3 (соавтор - Жолтаев Г.Ж).

12. Литолого-фациальные особенности распространения пород-коллекторов ранней перми на востоке Прикаспия«Вестник» КазНТУ им.К.И.Сатпаева. Алматы, 2002г.. №6, (соавторы - Жолтаев Г.Ж., Кулумбетов Г., Баймагамбетов Б.К., Махмудов Р.А., Сейдуллаев Б.).

13. Тектоно-седиментационная модель строения и оценка нефтегазоносности палеозойского комплекса юго-востока Прикаспийской синеклизы М.:ООО «Геоинформцентр» 2003. (115 с.) 7,печ.л.

14. Литолого-фациальные особенности седиментации доюрских отложений на юго-востоке Прикаспия «Геология нефти и газа» М.: ООО «Геоинформцентр» 2003. № 3.

15. Типизация разрезов подсолевого комплекса восточного борта Прикаспийской впадины «Геология нефти и газа» М: ООО «Геоинформцентр» 2003. № 4.

16. Седиментационные модели и перспективы нефтегазоносности палеозойских отложений Прикаспийской синеклизы и Устюрта Геология регионов Каспийского и Аральского морей: - Казахстанское Геологическое общество «КазГЕО», Алматы, 2004.- 472 с.

(соавтор - Жолтаев Г.Ж).

17. Геодинамические и седиментационные этапы эволюции юго-востока Прикаспийской синеклизы в палеозое Сборник научных трудов посвященный 70-летию КазНТУ им.К.И.Сатпаева, Алматы, 2004г. (соавторы - Жолтаев Г.Ж., Нурсултанова С.Г.).

18. Характеристика палеозойских разрезов Северного борта Прикаспийской синеклизы.

Проблемы и перспективы развития нефтяной промышленности Казахстана: Материалы международной научно-практической конференции. Алматы: 2005.-503с.

19. Особенности соляного тектогенеза Прикаспийской синелизы Проблемы и перспективы развития нефтяной промышленности Казахстана: Материалы международной научнопрактической конференции. Алматы, 2005.-503с.

20. Закономерности пространственного размещения природных резервуаров Прикаспийской впадины. «Геология нефти и газа» М: ООО «Геоинформцентр» 2007, № 6. с.1118.

21. Геодинамические и седиментационные этапы эволюции юго-востока Прикаспийской синеклизы в палеозое. «Геология, ресурсы, перспективы освоения нефтегазовых недр Прикаспийской впадины и Каспийского региона». Международная научно-техническая конференции: Оценка перспектив нефтегазоносности верхнепалеозойских отложений юговостока Прикаспийской синеклизы. Избранные доклады/под ред. Гаврилова В.П. – М.: МАКС Пресс, 2008. – 388 с.:ил. с.17-27.

22. Оценка перспектив нефтегазоносности верхнепалеозойских отложений юго-востока Прикаспийской синеклизы. «Геология, ресурсы, перспективы освоения нефтегазовых недр Прикаспийской впадины и Каспийского региона». Международная научно-техническая конференции: Оценка перспектив нефтегазоносности верхнепалеозойских отложений юговостока Прикаспийской синеклизы. Избранные доклады/под ред. Гаврилова В.П. – М.: МАКС Пресс, 2008. – 388 с.:ил. с.28-38.

23. Сравнительная характеристика палеозойских карбонатных платформ Прикаспийской впадины. «Геология нефти и газа» М: ООО «Геоинформцентр» 2008, № 3. с.6-18.

24. Типы ловушек палеозойского комплекса Прикаспийской впадины. Материалы международной конференции и выставки «Нефть и газ юга России, Черного, Азовского и Каспийского морей-2009». г.Геленджик, 2009.

25. Особенности строения природных резервуаров карбонатных платформ Прикаспийской впадины. Материалы международной конференции и выставки «Нефть и газ юга России, Черного, Азовского и Каспийского морей-2009».г. Геленджик, 2009.

26. Особенности размещения природных резервуаров в палеозойском Прикаспийской впадины.

«Геология нефти и газа» М.: ООО «Геоинформцентр» 2009, № 4. с.40-46.

27. Оценка перспектив нефтегазоносности подсолевого палеозойского комплекса Прикаспийского бассейна. «Газовая промышленность» М.:2009, №9 с.28-33.




© 2011 www.dissers.ru - «Бесплатная электронная библиотека»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.