В недрах Прикаспийской впадины обнаружены высококонцентрированные сероводородсодержащие газы. Прогноз распространения их в этом регионе на разных стадиях изученности был дан в работах [1-4]. В работе [1] повышение концентраций H₂S предполагается в направлении к внутренним частям впадины. Л.А. Анисимов прогнозирует сероводородсодержащие газы по наличию серопроявлений в надсолевом комплексе. По его данным, зона распространения сероводородсодержащих газов должна охватывать значительную территорию южной и юго-восточной частей впадины.

В работе [4] в качестве перспективной на поиски H₂S рассматривается широкая кольцеобразная зона внутренней прибортовой части впадины.

На современном уровне знаний может быть дан более конкретный прогноз распространения сероводородсодержащих газов в подсолевых отложениях в пределах основных зон нефтегазонакопления. Это имеет большое значение для нефтегеологического районирования территории, для выбора технологических схем проводки глубоких скважин и, самое главное, для научного обоснования комплексного развития минерально-сырьевой базы региона.

Известно, что подавляющее большинство залежей высокосероводородсодержащих газов приурочено к карбонатным коллекторам сульфатно-карбонатных комплексов. Поэтому закономерности распространения H₂S необходимо рассматривать в связи с особенностями строения подсолевого комплекса отложений Прикаспийской впадины. Об истории развития региона и строении подсолевого разреза, особенно во внутренней части впадины, имеются разные представления. В настоящей работе строение подсолевого разреза Прикаспийской впадины принимается по данным работ [5, 6].

В подсолевом девонско-нижнепермском разрезе Прикаспийской впадины выделяется несколько литолого-стратиграфических комплексов, представленных карбонатными, сульфатно-карбонатными и терригенными отложениями.

В пределах северо-западной прибортовой зоны впадины распространены шесть литолого-стратиграфических комплексов: терригенный нижне-верхнедевонский, карбонатный верхнедевонско-нижнекаменноугольный, терригенный нижнекаменноугольный, карбонатный нижне-среднекаменноугольно-нижнепермский. В направлении внутренней части впадины карбонатные породы, по-видимому, замещаются глинисто-карбонатно-кремнистыми, относительно глубоководными.

В восточной и юго-восточной частях впадины в подсолевом разрезе выделяются три литолого-стратиграфических комплекса: терригенный верхнедевонско-нижнекаменноугольный, преимущественно карбонатный нижне-среднекаменноугольный или нижне-верхнекаменноугольный и терригенный нижнепермский или верхнекаменноугольно-нижнепермский.

В северо-восточной прибортовой зоне Прикаспийской впадины подсолевой верхнедевонско-нижнепермский комплекс отложений представлен преимущественно карбонатными породами, мощность которых составляет 1,5-2,5 км.

В южной части впадины (Каратон-Тенгизская зона, Астраханский свод) выделяется практически единый карбонатный верхнедевонско-нижне-среднекаменноугольный комплекс, мощность которого 2-3 км. Он перекрыт глинистыми и карбонатно-глинисто-кремнистыми отложениями нижней перми.

Общая закономерность подсолевого карбонатного разреза - увеличение вверх по разрезу роли сульфатных пород.

Все перечисленные комплексы - газонефтеносны. Сведения о наличии или отсутствии сероводорода имеются в основном по промышленным скоплениям УВ (см. таблицу ).

Анализ имеющихся данных показал, что в распределении сероводорода в подсолевых отложениях Прикаспийской впадины наблюдаются следующие основные особенности.

Все выявленные сероводородсодержащие углеводородные залежи связаны с карбонатными отложениями. В скоплениях УВ в терригенных комплексах сероводорода не обнаружено (см. рисунок ).

По степени осерненности газы карбонатных комплексов можно условно подразделить на относительно малосернистые (менее 1% H₂S), сернистые (1-5% H₂S), высокосернистые (5-10 % H₂S) и уникально обогащенные сероводородом (более 10% H₂S).

Все выявленные залежи УВ, содержащие высокосернистые и уникально обогащенные сероводородом газы, приурочены к верхней, наиболее насыщенной сульфатами части подсолевого разреза: к среднекаменноугольно-нижнепермским отложениям в Карачаганак-Кобландинской зоне и к нижне-среднекаменноугольным в Астраханской и Каратон-Тенгизской зонах. Нижезалегающие отложения в этих зонах не разведаны. В западной бортовой зоне, где диапазон выявленной нефтегазоносности подсолевого комплекса охватывает девонско-пермские отложения, содержание сероводорода в газах уменьшается вниз по разрезу параллельно снижению сульфатности пород (см. рисунок ).

Обогащенные сероводородом (более 5% H₂S) залежи УВ приурочены к центральным частям крупных зон распространения карбонатных подсолевых отложений или карбонатных плато (Астраханская, Каратон-Тенгизская и Карачаганак-Кобландинская зоны). Среди них максимальные концентрации сероводорода установлены в Астраханской и Каратон-Тенгизской зонах, характеризующихся наиболее высокими пластовыми температурами (см. таблицу ).

Значительно менее сернисты газы залежей в краевых частях карбонатных плато (Западно-Тепловское, Бородинское месторождения), в локально развитых карбонатных массивах (Жанажол) или в карбонатных комплексах сравнительно небольшой мощности, чередующихся в разрезе с терригенными породами (западная бортовая зона впадины - см. рисунок ). Зависимость степени осерненности газов от положения залежей относительно зоны развития карбонатных пород прослеживается не только при сравнении разных районов впадины, различающихся по истории развития, геотермическим и другим условиям, но и при общности этих условий (северный борт впадины, см. рисунок ).

Зоны преимущественного распространения малосернистых газов (менее 1 % H₂S) и газов, содержащих более 1 % H₂S, различаются по типу преобладающих в них флюидов. В первых доминируют газовые и газоконденсатные залежи с относительно низким конденсатным фактором (не более 100 см³/м³). Во-вторых распространены газонефтяные, нефтегазоконденсатные и газоконденсатные залежи с высоким конденсатным фактором (200-300 см³/м³ и более). Необходимо подчеркнуть, что степень осерненности газов связана с типом флюидов, характерных для зоны накопления УВ, а не для конкретной залежи.

Отмеченные в распределении H₂S особенности свидетельствуют о том, что степень осерненности газов определяется не только условиями образования сероводорода, но и условиями формирования и существования сероводородсодержащих углеводородных скоплений. Учитывая это, мы попытались прогнозировать направленность изменения содержания H₂S в пределах отдельных зон нефтегазонакопления (см. рисунок ).

Обнаружение самых сернистых газов в каждой зоне нефтегазонакопления наиболее вероятно в карбонатных отложениях верхней, обогащенной сульфатами, части подсолевого разреза: в западной прибортовой зоне - в среднекаменноугольно-нижнепермском карбонатном комплексе; в восточной - в средне-верхнекаменноугольных карбонатных отложениях; в северо-восточной и южной частях впадины - в верхних частях карбонатного подсолевого разреза.

В пределах крупных зон распространения карбонатных подсолевых отложений степень осерненности газов, по-видимому, будет постепенно снижаться от центральных к краевым их частям.

Обнаружение в Прикаспийской впадине более сернистых газов, чем газы Астраханской и Каратон-Тенгизской зон, маловероятно, так как здесь месторождения приурочены к центральным частям мощных карбонатных плато, к верхам подсолевого разреза, к району наиболее высоких температур. К периферийным частям карбонатных плато возможно снижение содержания H₂S. Поскольку границы зон развития карбонатных отложений носят в основном вероятностный характер, границы зон распространения газов с разным содержанием H₂S также условны.

При уточнении первых соответствующим образом изменятся и вторые. По данным сейсморазведки, Астраханское и Каратон-Тенгизское поля развития верхнедевонско-нижне-среднекаменноугольных карбонатных отложений под северной акваторией Каспийского моря соединяются. Если это так, то Астраханскую и Каратон-Тенгизскую зоны следует рассматривать как западную и восточную части единой зоны распространения высокосернистых газов.

В Карачаганак-Кобландинской зоне, судя по содержанию H₂S в газах Нагумановского месторождения (около 7%), расположенного в центральной части зоны, максимальная концентрация H₂S в газах не будет превышать 10 %, постепенно снижаясь к периферийным частям рассматриваемой зоны. Обнаружение высокосернистых газов (H₂S до 10 % по аналогии с Карачаганак-Кобландинской зоной) возможно также в верхах карбонатного разреза в пределах центральной части Енбекского достаточно мощного карбонатного плато. К периферии этого плато можно ожидать снижения содержания H₂S в газах.

Ориентируясь на данные по выявленным залежам, можно предположить, что в Жанажол-Кенкиякской зоне развития локальных карбонатных массивов рифового типа содержание H₂S не должно превышать 5 %.

В западной бортовой части Прикаспийской впадины в карбонатных продуктивных комплексах сравнительно небольшой мощности, чередующихся в разрезе с терригенными, концентрация H₂S в газах, по-видимому, не будет превышать 1 % в газовых и 2 % в газонефтяных залежах.

В терригенных подсолевых отложениях наиболее вероятно обнаружение бессернистых или относительно малосернистых (менее 1 % H₂S) газов.

1. Анисимов Л.А. Геохимия сероводорода и формирование залежей высокосернистых газов. М., Недра, 1976.
2. Анисимов Л.А. Геохимия сероводорода и формирование залежей сернистых газов. Автореф. дис. на соиск. учен. степ. д-ра геол.-минер. наук. Л., ВНИГРИ, 1980.
3. Серебряков О.И., Грушевой В.Г. Сероводород в Прикаспийской впадине. - Геология нефти и газа, 1977, № 6, с. 68-71.
4. Сероводородсодержащие газы - условия и масштабы распространения / Г.И. Амурский, И.П. Жабрев, С.П. Максимов, В.П. Соколов. - Геология нефти и газа, 1980, № 5 , с. 11-18.
5. Структура палеозойского подсолевого комплекса северо-востока Прикаспийской впадины/А.Л. Яншин, Ю.А. Волож, И.Н. Капустин и др. - Изв. АН СССР. Сер. геол., 1977, № 11, с. 108-119.
6. Тектоника Прикаспийской впадины. Под ред. Л.Г. Кирюхина. - Труды ВНИГНИ, 1978, вып. 208.

Таблица

Содержание сероводорода в газах подсолевых отложений Прикаспийской впадины

Рисунок

Схематическая карта прогноза содержания H₂S в газах подсолевых отложений Прикаспийской впадины.

1 - граница Прикаспийской впадины; крупные структурные элементы по поверхности фундамента; 2 - положительные, 3 - отрицательные; по поверхности фундамента и в осадочном чехле; 4 - отрицательные; 5 - границы распространения пермских солей; 6 - границы распространения и возраст карбонатных отложений шельфовых фаций (карбонатные уступы); 7 - изогипсы по кровле подсолевых отложений, км; 8 - основные зоны нефтегазонакопления (границы зон примерно совпадают с границами карбонатных уступов): А - Астраханская, Б - Каратон-Тенгизская, В - Жанажол-Кенкиякская, Г - Карачаганак-Кобландинская, Д - Тепловская, Е - западная бортовая; месторождения: 9 - газовые и газоконденсатные (а - с пониженным конденсатным фактором, б -с повышенным), 10 - нефтегазоконденсатные (а) и нефтяные (б); 11- числитель - номер месторождения, знаменатель - содержание сероводорода в газе (в об. %); 12 - литологический состав и возраст пород вмещающих углеводородную залежь (а - карбонатные, б - терригенные породы); зоны с разным содержанием сероводорода в газах каменноугольных - нижнепермских отложений: 13 - до 1%, 14 - до 5%, 15 - до 10%, 16 - более 10%. Крупные структурные элементы: I - Астраханский свод, II - Каспийский выступ, III - Южно-Эмбенский прогиб, IV - Шукатский (Биикжальский выступ), V - Жаркамысское поднятие, VI - Кзылджарский выступ, VII - Енбекский выступ, VIII - Карачаганак-Кобландинская зона поднятий, IX - Питерско-Новоузенская зона поднятий, X - Жаныбекская зона поднятий.

Месторождения: 1 - Лободинское, 2 - Солдатовско-Степановское, 3 - Комсомольское, 4 - Лиманное, 5 - Западно-Ровненское, 6 - Краснокутское, 7 - Ждановское, 8 - Карпенское, 9 - Мокроусовское, 10 - Западно-Тепловское, 11 - Бородинское, 12 - Ташлинское, 13 - Карачаганакское, 14 - Бердянское, 15 - Копанское, 16 - Нагумановское, 17 - Кенкиякское, 18 - Жанажольское, 19 - Каратюбинское, 20 - Тортайское, 21 - Тажигалинское, 22 - Тенгизское, 23 - Астраханское, 24 - Воложковское, 25 - Оренбургское