Вопрос о том, сингенетичны или эпигенетичны залежи нефти с вметающими мезозойскими отложениями в Прикаспийской впадине, долгое время был дискуссионным. В результате проведенного во ВНИГНИ комплексного изучения геохимических особенностей палеозойских и мезозойских нефтей установлено, что в подсолевых и надсолевых породах Прикаспийской впадины они, как правило, генерировались разными нефтегазоматеринскими толщами. В породах девона, карбона, перми, триаса и юры нефти сингенетичны с вмещающими отложениями [5]. Лишь в некоторых месторождениях фиксируются перетоки нефти из одних комплексов в другие.

Вопрос об источниках нефти весьма актуален и для нового в Западном Казахстане Бузачинского нефтяного района, располагающегося в зоне сочленения Русской и Туранской плит. Здесь в пределах Бузачинского свода преимущественно в континентальных и прибрежно-морских юрских и нижнемеловых отложениях на глубине 300-1000 м открыты залежи нефти на месторождениях Каражанбас, Северные Бузачи, Жалгизтюбе, Восточный Каратурун, Каламкас (нефтегазовое). Все они многопластовые, приурочены к антиклинальным складкам субширотного простирания [4]. В юрском комплексе выделяются шесть продуктивных горизонтов, в нижнемеловом - пять. Месторождения Каражанбас и Северные Бузачи находятся в центральной части Бузачинского свода, а Каламкас - на его северном склоне. Поэтому продуктивный разрез месторождения Каламкас и прилегающих районов наращивается благодаря появлению верхнеюрских прибрежно-морских пачек и проницаемых коллекторов в среднеюрской контитентальной толще, нижняя часть которой по направлению к центру свода выклинивается.

Коллекторы месторождений в основном представлены разновозрастными алевролитами и песчаниками различной степени цементированности. Нефти нафтеновые, тяжелые (0,92-0,94 г/см³), высокосернистые (2,1 %) с содержанием парафина 1,6% и асфальтово-смолистых компонентов более 22%.

Существует несколько точек зрения на генезис нефтей Каражанбасского месторождения.

А.М. Нурманов и др. [3] допускают возможность перетока нефти из палеозойских толщ Прикаспийской впадины в Каражанбасскую структуру в результате ступенчатой миграции. В.В. Грибков и др. [8] провели сопоставление физико-химических свойств и углеводородного состава нефтей из меловых пород Каражанбаса и Мангышлака, пермо-триасовых Южной Эмбы и средней юры Северного Устюрта. Авторы отметили, что каражанбасская нефть по углеводородному составу отличается от нефтей Мангышлака, Устюрта, Прорвы и имеет сходство с нефтями из мезозойских отложений Прикаспийской впадины. В тоже время, по их данным, она обладает иными физико-химическими свойствами и концентрацией ароматических УВ, чем нефти из подсолевых отложений Прикаспия. На основании изложенного В.В. Грибков и др. [8] считают, что, вероятнее всего, нефть Каражанбасского месторождения генерировалась нефтематеринскими свитами доюрского возраста, а само месторождение сформировалось за счет миграционных потоков, направленных с севера на юг из центральных районов Комсомольской и Култукской депрессий Укатненско-Косбулакского прогиба.

С.Е. Чакабаев и некоторые другие исследователи на основании изучения микроэлементов нефтей указанного месторождения пришли к тому выводу, что они резко отличаются от одновозрастных нефтей современных территорий Прикаспийской впадины, Мангышлака и Устюрта. Это, по их мнению, связано с обособленными условиями генерации нефти, составом и степенью метаморфизма ОВ; нефти же в меловые отложения поступали в результате вертикальной миграции из юрских пород [9]. Известно, что по изотопному составу серы можно коррелировать нефти одновозрастных отложений не только из одного нефтегазоносного бассейна, но и из различных регионов, а также с большой долей вероятности судить об источнике нефти, если она эпигенетична вмещающим отложениям. На этот показатель не оказывают заметного влияния вторичные процессы, которым могут подвергаться нефти в залежах или при их миграции.

Прежде чем перейти к анализу изотопного состава серы нефтей месторождения Каражанбас, рассмотрим закономерности изменения его в нефтях Прикаспийской впадины ( табл. 1 ). Здесь в отложениях палеозоя и мезозоя были выявлены генетические типы нефтей, характеризующиеся различными значениями d³⁴S.

Сопоставление данных, полученных по Прикаспийской впадине и имеющихся по другим регионам (Волго-Уральский и Предкавказье), показало, что значения d³⁴S для каждого из генетических типов аналогичны выделенным ранее и связанным с теми же отложениями, а изменение d³⁴S по стратиграфическому разрезу имеет одинаковую направленность.

Кроме нефтей, генетически связанных с теми или иными комплексами пород и залегающих в них на отдельных площадях Прикаспийской впадины, установлены перетоки нефтей в результате вертикальной миграции. Так, в нефтяной оторочке основной газоконденсатной залежи Оренбургского месторождения значения d³⁴S колеблются от +0,9 до +4,7, что присуще нижне-среднекаменноугольным, а не пермским нефтям. По всему разрезу месторождения Кенкияк нефти имеют весьма выдержанный изотопный состав серы (в среднем + 2,2%о), что также свидетельствует об их миграции из каменноугольных (скорее всего, среднекаменноугольных) отложений. Сделанное ранее заключение подтвердилось открытием здесь залежи нефти в нижнебашкирских образованиях.

На месторождении Каратюбе нефти, залегающие в меловых (скв. Г-30), юрских (Г-29, Г-24), триасовых (скв. Г-18) и нижнепермских отложениях (скв. 25-П), характеризуются постоянством значений d³⁴S и они обогащены легким изотопом (в среднем d³⁴S= - 2,3 %₀). Это, очевидно, свидетельствует об их формировании благодаря перетоку из нижнепермских отложений. Приведенные данные еще раз подтверждают сделанный ранее вывод, что в процессе миграции нефти не происходит фракционирования изотопов серы и их соотношение в ней сохраняется таким же, как в исходной нефти.

На месторождении Каражанбас к настоящему времени нами изучен только изотопный состав серы нефтей из среднеюрского горизонта Ю-1 ( табл. 2 ).

Установлено, что оба образца нефти характеризуются одинаковыми величинами d³⁴S %o.

Значение d³⁴S %₀ юрского генотипа нефтей Прикаспийской впадины составляет - 6,3 %о (см. табл. 1 ). Оно определено на основании изотопного анализа серы юрских нефтей из месторождений Караганда и Мартыши. В первом из них d³⁴S равно -7,5 %о, во втором -5,5 %о. В результате сопоставления изотопного состава серы нефтей месторождения Каражанбас с генетическими типами нефтей, выделенными в разрезе Прикаспийской впадины, установлена практическая идентичность нефтям месторождения Мартыши. Следовательно, скопление нефти в месторождении Каражанбас не могло образоваться вследствие миграции из более древних отложений, а, скорее всего, связано с самими юрскими нефтематеринскими породами.

Близость значений d³⁴S нефтей месторождений Каражанбас и Мартыши свидетельствует о том, что их генерировала одна и та же в стратиграфическом отношении (юрская) толща, а также что условия накопления ОВ в ней и его преобразование, по-видимому, были сходными.

Выявив генетическую близость нефтей месторождений Мартыши и Каражанбас, попытаемся определить источник генерации УВ. Для этого рассмотрим палеогеографическую (палеогеоморфологическую) обстановку формирования юрской продуктивной толщи Прикаспийской впадины и Туранской плиты, в пределах которых расположены указанные месторождения (см. рисунок).

Восстановление палеогеоморфологических условий, основанное на изучении мощностей, литологии и фаций юрских отложений с учетом гипсометрии и палеоклимата, показало, что до конца среднеюрской и начала позднеюрской эпох большая часть Прикаспийско-Туранской области представляла собой пологонаклонную в юго-восточном направлении низменную континентальную равнину, имеющую вид обширного амфитеатра и ограниченную денудационно-абразионными уступами. За последними располагались возвышенности, служившие источниками сноса [2].

Самым характерным элементом геоморфологической обстановки в гумидных условиях были палеодолины, которые при слиянии образовывали обширную дельтовую область, в 3 раза превосходящую современную дельту Волги и захороненную в настоящее время под водами акватории современного Каспия. Приемником стока являлся Каспийский озерно-морской бассейн. Прикаспийско-Туранская палеоравнина была полностью перекрыта осадками позднеюрской трансгрессии.

В таких крупных геоморфологических областях, как дельта р. Волги с ее авандельтовой частью и озерно-морской бассейн, погребенных в пределах акватории Северного Каспия, по-видимому, существовали необходимые термобарические условия для генерации УВ. Об этом свидетельствуют исследования масштабов генерации УВ в мезозойских отложениях Каспийского моря. По данным Института океанологии, основная их масса образовывалась в озерно-морском бассейне и авандельте. По представлениям Б.Ф. Дькова [1], рассматриваемые геоморфологические области приурочены к Каспийскому ареалу прогибания, являющемуся одной из глобальных тектоно-седиментационных структур земной коры.

Подобный механизм формирования юрских залежей нефти в результате миграции из одновозрастных отложений Каспийского ареала прогибания подтверждают О.П. Четверикова и Н.С. Викторова, изучавшие ОВ юрских толщ Бузачинского свода Они установили в них РОВ гумусового типа в количестве 0,5-3,9 %, характеризующееся лишь самыми начальными стадиями катагенного преобразования (не выше MK₁). Поэтому Бузачинский свод был только зоной аккумуляции УВ.

Месторождения Южной Эмбы (Мартыши и др.) расположены в наземной части юрской дельтовой зоны, а п-ова Бузачи (Каражанбас и др.) приурочены к Бузачинскому своду, выраженному в юрском рельефе возвышенностью. Среднеюрские отложения субконтинентальные, на Южной Эмбе и континентальные на Бузачинском своде, как было показано выше, нельзя признать благоприятными для продуцирования УВ. Но указанные месторождения могли образоваться за счет сравнительно недалекой (до 100 км) миграции УВ из дельтово-авандельтовой области и озерно-морского бассейна. Миграция могла осуществляться в ловушки как в пределах дельты, так и в соседние районы п-ова Бузачи. Палеодолины и дельтовые протоки, состоящие из коллекторов повышенной емкости, служили проводящими каналами, обеспечивающими миграцию флюидов. Такие палеодолины, как каналы миграции, начинающиеся на Бузачинском своде в районе структур - возвышенностей Каражанбас и Северные Бузачи - и проложившие русла вниз по региональному наклону в северо-западном направлении и область юрских дельт, были восстановлены при детальных палеогеоморфологических реконструкциях (см. рисунок ). Есть еще одно обстоятельство, свидетельствующее о миграции УВ к Бузачинскому своду из Каспийского ареала прогибания. Все месторождения Бузачинского свода приурочены

Поэтому на месторождениях Кенкияк и Каратюбе не исключено наличие залежей нефти, генетически не связанных с юрскими образованиями. Вместе с тем латеральная миграция УВ могла осуществляться и из более погруженных частей впадины. Например, к юго-западу от месторождения Кенкияк и Каратюбе юрская палеоЭмба приурочена к обширной глубокопогруженной Санкубайской мульде, где юрские породы находятся на значительной глубине.

Изложенный материал - первая попытка авторов совместно проанализировать геохимические и палеогеоморфологические данные. В других нефтегазоносных областях результаты проведенных исследований могут оказать существенную помощь при установлении генезиса нефтей, определении путей миграции УВ и оценке перспектив нефтегазоносности.

Рассмотренные данные свидетельствуют о большом значении мезозойского мегацикла нефтегазообразования, с которым связаны месторождения Прикаспийско-Туранской области так же, как и в Предкавказье [6]. Кроме того, при разработке дальнейших направлений поисково-разведочных работ следует учитывать приуроченность потенциальных ресурсов нефти и газа к мезозойским отложениям территорий, прилегающих к Каспийскому морю. Изложенное, несомненно, подтверждает высокие перспективы нефтегазоносности осадочных толщ акватории Северного Каспия.

1. Дьяков Б.Ф. Ареалы прогибания земной коры как автономные геологические системы нефтегазообразования и нефтегазонакопления. - Геология нефти и газа, 1978, № 1 , с. 13-18.

1. Кирюхин Л.Г., Проничева М.В. Погребенная юрская дельта Прикаспийско-Туранской области и перспективы ее нефтегазоносности. - Экспресс-информация. ВИЭМС. Сер. Геол., методы поисков и разв. м-ний нефти и газа, 1976, № 4,с. 1-14.
2. Нурманов А.М., Грибков В.В. Полуостров Бузачи - новый нефтеносный район Западного Казахстана. - Геология нефти и газа, 1975, № 4, с. 15-19.
3. Объяснительная записка к карте прогноза нефтегазоносности Казахстана. Масштаб 1 : 500 000. Под ред. С.Е. Чакабаева, Т.Н. Джумагалиева, Э.С. Воцалевского и др. М., ВНИГНИ, 1979.
4. О генетических различиях нефтей подсолевых и надсолевых отложений Прикаспийской впадины. Прогноз нефтегазоносности Казахстана и сопредельных территорий/М.К. Калинко, Т.А. Ботнева, В.В. Ильинская и др. - Труды ВНИГНИ. М., вып. 212, 1979, с. 140-146.
5. Органическое вещество и цикличность процессов нефтегазообразования / С.П. Максимов, Т.А. Ботнева, Н.А. Еременко и др. - Сов. геология, 1979, № 4, с. 3-17.
6. Панкина Р.Г. Геохимия изотопов серы нефтей и органического вещества. М., Недра, 1978.
7. Характеристика нефти меловых горизонтов месторождения Каражанбас в Западном Казахстане / В.В. Грибков, В.И. Корбус, В.И. Нурманов и др. - Геология нефти и газа, 1969, № 3 , с. 63-69.
8. Чакабаев С.Е., Сисенгалиева М.С., Райзрахманова Н.Р. О содержании некоторых микроэлементов в нефти месторождения Каражанбас. - Изв. АН КазССР. Сер. геол., № 4, 1977, с. 72-74.

Таблица 1

Таблица 2

Рисунок

Схема палеогеоморфологических условий формирования юрского продуктивного комплекса Прикаспийско-Туранского региона.

а - возвышенности (области сноса); б - повышенные равнины; в - гряда-куэста; г - низменные равнины; д - долины; е - дельты; ж - озерный бассейн; з - озерно-морской бассейн; и - границы элементов рельефа; к - месторождения нефти и газа; л - направление миграционных потоков УВ; I - область палеодельт; II - Каспийский озерно-морской бассейн; III - Устюртская озерная область; месторождения: 1 - Мартыши, 2 - Каламкас, 3 - Каражанбас, 4 - Жетыбай, 5 - Узень, 6 - Прорва, 7 - Кенкияк, 8 - Каратюбе