В подсолевом комплексе (карбон-нижняя пермь) северного и западного бортов Прикаспийского бассейна выявлено 15 преимущественно газовых и газоконденсатных месторождений, располагающихся в плане по окружности полукольца, замыкающегося на юго-востоке региона, где находятся уже газонефтяные и нефтяные месторождения (рис. 1). Объяснение наметившегося зонального размещения месторождений УВ в подсолевом комплексе Прикаспийского бассейна имеет важное практическое и теоретическое значение. Установлено, что состав и фазовое состояние УВ, заключенных в недрах, определяется характеристикой: исходного ОВ (его общей массой, типом, особенностями распространения в разрезе), условиями его преобразования (временем прохождения нефтегазоматеринскими породами зон различной термобарической обстановки или различных зон генерации УВ), особенностями палеотектонического развития, а также гидрогеологическими условиями в регионе. По этим направлениям автором и были изучены подсолевые отложения Прикаспийского бассейна.

Подсолевой комплекс Прикаспийского бассейна характеризуется достаточно высоким (от десятых долей до 3-4%, обычно более 1 %) содержанием ОВ. При этом нижнепермские отложения содержат ОВ преимущественно гумусового типа, а каменноугольные - сапропелевого или смешанного типа. Тип исходного ОВ подсолевых отложений по площади бассейна не претерпевает принципиальных изменений, и, таким образом, в регионе отсутствуют первичные генетические причины продуцирования УВ различного фазового состояния.

Анализ условий палеотектонического развития Прикаспийского бассейна свидетельствует о том, что подсолевые нефтегазоматеринские породы верхнюю зону генерации (до глубины погружения порядка 1,5 км), где независимо от типа ОВ генерируются газообразные УВ, повсеместно прошли до формирования соленосной толщи кунгура. При этом погружение каменноугольно-нижнепермской толщи в бортовых зонах бассейна шло прерывисто (отмечаются внутрикаменноугольные, предпермский и предкунгурский перерывы). В результате генерированные газы были, вероятно, в основном рассеяны в атмосферу.

Для понимания общих закономерностей последующей истории формирования скоплений УВ, причин выявленного в регионе раздельного формирования зон преимущественного газо- или нефтенакопления необходим анализ геологической обстановки в каждом из выявленных районов нефтегазонакопления на фоне общерегиональной ситуации в Прикаспийском бассейне.

Рассматриваемый регион на севере и западе смыкается с Волго-Уральским артезианским бассейном, характеризующимся движением подземных вод от областей питания по его периферии к бортовой зоне Прикаспийского бассейна. В то же время для подсолевого комплекса Прикаспийского солянокупольного бассейна характерно преобладание элизионного водообмена. В.Г. Варламовым [2] показано, что по мере удаления от зоны выклинивания соли в глубь бассейна коэффициент аномальности пластового давления возрастает. Близ зоны выклинивания соли пластовое давление практически равно гидростатическому (площади Жанажол, Жанасу). На структурах Астраханской и Тенгизской, удаленных от зоны выклинивания на 25-30 км, коэффициент аномальности составляет 1,38-1,45, на структурах Биикжал и Каратон, удаленных на 50-55 км, - 1,61 -1,88. Это свидетельствует о принадлежности подсолевого комплекса к водонапорной системе элизионного типа, область питания которой приурочена к центральной части Прикаспийского бассейна.

Таким образом, намечается продвижение пластовых вод подсолевого комплекса из внутренних районов Прикаспийского бассейна к бортовым зонам и одновременно отмечается региональное движение подземных вод из периферийных районов Волго-Уральского артезианского бассейна к прибортовой зоне, где, по данным А.С. Зингера, установлено существование в подсолевых отложениях весьма высоких приведенных напоров подземных вод, превышающих таковые в северных областях питания. Таким образом, с очевидностью устанавливается, что подсолевые отложения Прикаспийского бассейна не участвуют в инфильтрационном водообмене. Формирование Прикаспийского бассейна как перикратонной зоны прогибания па протяжении всего палеозоя являлось благоприятным фактором для образования зон нефтегазонакопления в условиях элизионного режима.

На севере и западе бассейна (рис. 2) выявлены зоны преимущественного газонакопления (Соль-Илецкая, Карачаганакская, Волгоградско-Уральская, Астраханская), а на востоке и юго-востоке - зоны преимущественного нефтенакопления (Восточно-Прикаспийская, Южно-Эмбенская, Приморская или Каратонская). При сравнении условий формирования выявленных зон газо- и нефтенакопления устанавливается отсутствие между ними принципиальных различий в характере исходного ОВ нефтегазоматеринских толщ и степени его ката генетической преобразованности, а также в термодинамических условиях.

Изучение распределения пластовых температур в подсолевых отложениях Прикаспийского бассейна вызывает значительные трудности, что связано с наличием весьма ограниченного числа замеров. Тем не менее, согласно имеющимся построениям [5, 6], по поверхности подсолевых отложений наблюдается общая тенденция нарастания в регионе современных температур с северо-востока на юго-запад. Максимальные современные температуры характерны для Астраханской зоны газонакопления и Приморской зоны преимущественного нефтенакопления, где температуры на глубине 4 км (соответственно 105-115°С и 132 С) сопоставимы с температурами на глубинах 7 км в центральной части бассейна. В подсолевых отложениях Южно-Эмбенской (104 °С) и южной части Восточно-Прикаспийской (93-108°С) зон преимущественного нефтенакопления на глубине 4 км пластовые температуры немного ниже. Согласно имеющимся данным, палеотемпературный градиент (2,9°С/100 м) на западе бассейна был равен современному [3], в то время как на востоке он (3- 2,8 °С/100 м) превышал современный в 1,5-2 раза [7].

Следовательно, для западных и восточных районов Прикаспийского бассейна палеотемпературные градиенты являлись, близкими и обусловливали, вероятно, одинаковую степень прогрева нефтегазоматеринских толщ. Подобные выводы приводятся и в работе [10], где указывается, что наклон изотермической поверхности с запада на восток и с севера на юг, отмечаемый по современным температурам, образовался лишь в конце палеозоя. В нижнем карбоне граница зон прото- и мезокатагенеза проходила на одинаковом уровне.

Геотермический режим недр бассейна предопределил характер катагенетической преобразованности ОВ материнских пород подсолевого комплекса Прикаспийского бассейна. По данным В.В. Пайразяна, А.А. Размышляева и Е.А. Соколовой, ОВ отложений нижнего карбона в пределах всего бассейна находится на стадии катагенеза не ниже МК₂, т. е. осадки испытали прогрев до 90-135 °С. В зонах нефтегазонакопления востока и юго-востока бассейна (Восточно-Прикаспийская, Южно-Эмбенская, Приморская), а также в зонах бортового уступа (Волгоградско-Уральская зона нефтегазонакопления) и районов южного и восточного обрамления Соль-Илецкой зоны ОВ находится на стадии катагенеза МК₃ (прогрев до температур 135- 160 °С). В Астраханской зоне газонакопления ОВ отложений нижнего карбона находится на стадии катагенеза МК₄ (прогрев до температур 160-185 °С). Катагенетическая зональность ОВ отложений среднего - верхнего карбона имеет тот же характер, что и в отложениях нижнего карбона.

В нижнепермских отложениях зональность катагенеза ОВ имеет довольно сложный характер, что связано с высокой теплопроводностью перекрывающей соленосной толщи, подвергшейся процессам соляного тектогенеза. В результате на одних и тех же глубинах залегания кровли подсолевых пород нижней перми отмечается различная степень катагенетического преобразования ОВ. В низах нижнепермской толщи зональность стадий катагенеза ОВ по площади бассейна имеет те же закономерности, что и в отложениях карбона, но с некоторым ослаблением стадий катагенеза в пределах зон нефте- и газонакопления.

Таким образом, в Прикаспийском бассейне наблюдаются аномально низкие стадии катагенеза ОВ, что обусловлено своеобразием геотермического режима региона, связанного, вероятно, с существованием мощнейшего соленосного комплекса (в первичном залегании до 3-5 км), оказывающего охлаждающее влияние на подсолевые образования.

Сравнивая условия катагенеза ОВ подсолевых отложений зон нефте- и газонакопления восточных и западных районов бассейна, можно видеть, что принципиальных различий между ними нет. Следовательно, в бассейне отсутствуют как генетические, так и палеогеотермические причины раздельного формирования зон преимущественного нефте- и газонакопления. Из сказанного вытекает, что причины наблюдающейся зональности распределения зон преимущественного нефте- и газонакопления в бассейне, а также причины формирования на севере и западе бассейна крупнейших газовых месторождений следует искать в особенностях развития геологического строения тех или иных частей региона.

В настоящее время имеется полная информация о геологическом строении и условиях формирования Оренбургского газоконденсатного месторождения [8, 9], приуроченного к Оренбургскому валу в пределах Соль-Илецкой зоны газонакопления. С. П. Максимовым с соавторами установлена стадийность образования Оренбургского газоконденсатного месторождения, заключающаяся в смене в пределах ловушки нефтяных палеозалежей газоконденсатными. Существование нефтяных палеозалежей в пределах Оренбургского вала установлено на основании зафиксированной в продуктивной толще остаточной нефтенасыщенности. Преобразование нефтяной палеозалежи произошло, по-видимому, следующим образом. С одной стороны, происходило частичное разрушение нефтяной палеозалежи на инфильтрационных этапах развития территории (в предкунгурское время). С другой стороны, нефть вытеснялась поступающими газами [8]. Первичная нефть оттеснялась вниз и за вычетом потерь на создание конденсатной части (растворения в газе легких компонентов нефти) и асфальтенистых реликтов формировала нефтяную оторочку. Фиксируемое в настоящее время неоднородное насыщение газа конденсатом по площади и разрезу связано, вероятно, с продолжающимся взаимодействием газа с остаточными нафтидами резервуара.

Судя по характеру геотермического режима, степени катагенеза ОВ, отложения подсолевого комплекса северной бортовой зоны Прикаспийского бассейна и Предуральского прогиба, сопряженные с Соль-Илецким выступом, вошли в зону затухания ГЗН и активизации газообразования не ранее начала мезозоя. Этапы активного газообразования и весьма значительного мезозойско-кайнозойского, в том числе новейшего (послемелового), воздымания в районе Оренбургского месторождения совпали. Создались условия для общей дегазации пластовых вод подсолевого комплекса. Благоприятными факторами для дегазации пластовых вод явились высокая их газонасыщенность (до 4000 см³/л) и предельная или близкая к ней упругость растворенных в воде газов. В составе растворенных в пластовых водах газов подсолевых отложений Соль-Илецкого выступа преобладает метан (56-88%), содержатся также более тяжелые УВ (до 12-14 %), сероводород (до 50 %), углекислый газ (до 24%) и азот (до 22%).

Астраханское газоконденсатное месторождение приурочено к вершине унаследованно развивавшейся положительной структуры - Астраханскому своду. Рост структуры сопровождался несогласиями, иногда с существенным размывом отложений в ее своде. В качестве важнейших следует отметить предпермское, предъюрское и предакчагыльское несогласия.

Для Астраханского месторождения, как и для Оренбургского, предполагается двухэтапное заполнение ловушки: сначала жидкими УВ, а позднее газообразными [11]. В пользу указанного свидетельствует остаточная нефтенасыщенность коллекторов башкирского и нижнекаменноугольного возраста. Разрушение нефтяной палеозалежи здесь, очевидно, было связано с обводнением в результате предпермского размыва. После формирования кунгурской соленосной покрышки вновь создались условия для заполнения ловушки УВ, вероятно, в основном жидкими. В предакчагыльское время Астраханский свод испытал существенное поднятие, в результате чего в его пределах были размыты отложения палеогена, а сам свод оказался выраженным в качестве положительной формы доакчагыльского рельефа. Это воздымание свода может быть оценено амплитудой не менее 400 м. В результате произошло снижение пластового давления и возникли условия для дегазации пластовых вод подсолевого комплекса и заполнения свободным газом существовавших ловушек. Водорастворенные газы каменноугольных отложений Астраханского свода содержат значительное количество (до 70-90 %) кислых компонентов - H₂S и НСО₃^- [4]. Газонасыщенность пластовых вод, подстилающих газоконденсатную залежь, достигает 17 500 см³/л (скв. 5 Ширяевская, интервал 4184-4202 м). В свободном газе концентрация кислых компонентов достигает 50 % при приблизительно равном соотношении H₂S и НСО₃^~.

Сравнение особенностей развития гидродинамических систем Оренбургского и Астраханского районов указывает на возможность в обоих случаях полного или частичного разрушения нефтяных залежей раннего формирования на протяжении инфильтрационных этапов. Вторичное образование залежей преимущественно газовых и газоконденсатных относится к поздним этапам развития региона и связано с инверсионными подвижками значительной амплитуды.

Процессы расформирования нефтяных залежей находят отражение в своеобразии состава растворенных газов пластовых вод бассейна. В составе водорастворенных газов наблюдаются повышенные содержания СО₂ и H₂S (12-90%). Парагенезис этих газов свидетельствует о едином источнике их поступления в пластовые воды. Вероятнее всего, они явились результатом восстановления сульфатов УВ и деструкции серосодержащих компонентов нефти.

Анализ материалов по другим месторождениям УВ подсолевого комплекса бортовых зон Прикаспийского бассейна позволяет говорить о том, что изложенная схема формирования Оренбургского и Астраханского газоконденсатных месторождений имеет универсальное значение и может быть попользована для объяснения механизма возникновения и других подсолевых месторождений УВ.

В пределах Волгоградско-Уральской и Карачаганакской зон нефтегазонакопления выявлены в большинстве случаев газокондексатные месторождения с нефтяными оторочками различной мощности. Для этих месторождений характерны те же этапы формирования, что и для Оренбургского и Астраханского: заполнение ловушек преимущественно жидкими УВ; частичное или полное вытеснение из ловушек жидких УВ газообразными УВ с обогащением последних легкими фракциями нефтей. При этом на некоторых площадях (Карачаганак) достигнут очень высокий газоконденсатный фактор (до 1200 см³/м³). Вытеснение нефтей газообразными УВ происходило главным образом в мезозойское и новейшее время, в период активных инверсионных подвижек в бортовой зоне, сопровождавшихся дегазацией пластовых вод.

Полученный вывод подтверждает результаты исследований К.Ф. Родионовой и С.П. Максимова [12] о роли широкомасштабной дегазации предельно газонасыщенных пластовых вод подсолевых отложений Прикаспийского бассейна при активных контрастных положительных тектонических подвижках отдельных блоков.

На восточном и юго-восточном бортах бассейна (Восточно-Прикаспийская, Южно-Эмбенская и Приморская зоны) выявлены месторождения с преимущественным преобладанием жидких УВ (Кенкияк, Каратюбе, Тенгиз, Тортай, Жанажол и др.). Из детального анализа истории геологического развития региона вытекает, что причины подобных отличий фазового состояния УВ восточных и юго-восточных районов бассейна заключаются в отсутствии значительных инверсионных подвижек в мезозойское и новейшее время и, следовательно, сохранении залежей первого этапа формирования. Отсутствие в указанных районах высокоамплитудных послетриасовых восходящих движений обусловлено, очевидно, тем, что эта территория относится к юрско-неогеновому ареалу прогибания с центром на Северном Устюрте.

Действительно, если кровля подсолевых отложений испытывает пологое воздымание из внутренних районов к южному борту солянокупольного бассейна (к Южно-Эмбенской зоне), то юрско-кайнозойские отложения моноклинально погружаются в южном направлении, т. е. в сторону противоположную наклону подсолевых отложений. Незначительные же инверсионные подвижки не могли обеспечить при снижении давления выделения из пластовых вод растворенных газов в свободную фазу в количествах достаточных для существенного изменения фазового состояния УВ в ловушках. В результате произошло лишь существенное (иногда предельное) насыщение нефти газом (на Кенкияке газовый фактор в нефтях достигает 900, на Жанажоле -770 м³/м³) либо даже образование газовых шапок.

Следует отметить, что и в рассматриваемой части Прикаспийского бассейна имеются следы разрушения нефтяных палеозалежей, что связано, очевидно, с предпермским размывом. На это указывает обнаружение в карбонатах каменноугольного возраста площадей Тажигали и Каратон тяжелых окисленных нефтей.

Судя по полученным данным, наиболее крупные газовые месторождения Прикаспийского бассейна располагаются в районах, характеризующихся развитием положительных структурных элементов в подсолевом комплексе и одновременно новейших поднятий. Установление этой закономерности позволяет прогнозировать в пределах бассейна новые районы возможного формирования крупных газовых месторождений. К числу таких районов следует отнести в первую очередь Алтатинско-Озинковскую зону приподнятого залегания подсолевого комплекса, которой соответствует зона новейших поднятий, так называемый Узени-Ичкинский кряж [13]. Большой интерес представляет Утвино-Илекская зона подсолевых и новейших поднятий, охватывающая Утвино-Илекское междуречье и левобережье р. Утвы. Открытие месторождения Карачаганак в рассматриваемой зоне указывает на необходимость более широкой постановки здесь поисковых работ. Новейшая активность Утвино-Илекской зоны отмечается М.В. Проничевой [1], по данным которой здесь располагается Зауральское новейшее поднятие.

Выполненные исследования позволили прийти к следующим общим выводам по проблеме формирования залежей УВ в подсолевом комплексе Прикаспийского бассейна.

Для всех подсолевых месторождений УВ установлена универсальная применимость трехэтапной схемы формирования: первый этап - образование и рассеяние газообразных УВ; второй этап - заполнение ловушек после формирования соленосной покрышки жидкими УВ; третий этап - поступление в ловушки газообразных УВ главной зоны газогенерации и частичное или полное преобразование нефтяных палеозалежей.

Поступление газов в ловушки связано с периодами активного воздымания в мезозойско-кайнозойское время тех или иных участков бассейна. При отсутствии условий инверсионного развития (юго-восток региона) поступление газообразных УВ в ловушки имело ограниченные масштабы и не могло привести к существенному изменению фазового состояния УВ. Следовательно, именно различия в тектонической активности (при отсутствии или слабом влиянии генетических и термобарических факторов) обусловили зональное размещение залежей УВ в подсолевом комплексе.

1. Булекбаев З.Е.,. Проничева М.В., Филипчук Б.А. Результаты геоморфологических исследований Прикаспийской впадины и их значение для постановки сейсмических и геолого-поисковых работ. - Труды ВНИГНИ, 1966, вып. IV, с. 25-31.
2. Варламов В.Г. Характер распределения пластовых давлений в подсолевых отложениях юга Прикаспийской синеклизы в связи с их нефтегазоносностью. - Геол. и разв. газ. и газоконд. м-ний ВНИИЭгазпром. 1979, № 4, с. 5-11.
3. Воронин И.И. Особенности развития Астраханского свода. - Геология нефти и газа, 1980, №5, с. 33-38.
4. Гидрогеологические условия подсолевых отложений Астраханского свода. /А.С. Зингер, В.Г. Грушевой, Н.И. Воронин, Л.А. Катаева. - Геология нефти и газа, 1979, № 5, с 31-36.
5. Дальян И.Б. Геотермический режим глубокопoгpуженных горизонтов подсолевых отложений восточной части Прикаспийской впадины в связи с нефтегазоносностью. - Вест. АН КазССР, 1979, № 9,с. 42-45.
6. Егорова Р.И. Геотермическая характеристика недр Прикаспийской впадины. - Труды ВНИГНИ, 1979, вып . 212, с. 150-155.
7. Есенов Ш.Е., Горшков В.И., Дальян И.Б. О необходимости бурения сверхглубоких скважин в восточной частя Прикаспийской впадины. - Вест. АН КазССР,1976, №6, с. 36-41.
8. Максимов С.П., Ларская Е.С., Хаханова И.Н. О формировании Оренбургского газоконденсатного месторождения. - Геология нефти и газа, 1976, № 11, с. 11-22.
9. Максимов С.П., Ларская Е.С., Сухова А.И. Стадийность образования Оренбургского газоконденсатного месторождения. - Геология нефти и газа, 1979, № 2, с. 26-32.
10. Молодых Г.Н., Пайразян В.В. Влияние соленосных толщ на размещение возможных зон генерации и на фазовое состояние углеводородов. - Геология нефти и газа 1978, № 8, с. 40-46.
11. Перспективы нефтеносности подсолевых отложений Астраханского свода /Н.В. Мизинов, А.С. Зингер, В.Г. Грушевой, Н.И. Воронин. - Геология нефти и газа, 1979, №6, с. 1-5.
12. Родионова К.Ф., Максимов С.П. Геохимия органического вещества и нефтематеринские породы фанерозоя. М., Недра,1981.
13. Сейфуль-Мулюков Р.Б., Шлыкова П.М. К вопросу о происхождении сыртовой толщи Саратовского Заволжья и южной части Общего Сырта. - В кн.: Структурно-геоморфологические исследования в Прикаспии. М., 1962, с. 434-445.

Границы тектонических элементов: 1 - крупнейших, 2 - крупных, 3 - средних; 4 - изогипсы подсолевых отложений Прикаспийского бассейна в км; границы: 5 - нефтегазоносных областей. 6-нефтегазоносных районов; месторождения: 7-нефтяные, 8-газовые и газоконденсатные, 9-нефтегазовые н газонефтяные; 10 - зона преимущественной нефтеносности подсолевого комплекса

1-граница Прикаспийского бассейна, 2-зоны преимущественного газонакопления ( 1 - Астраханская, 2 -Волгоградско-Уральская, 3 - Оренбургская, 4 - Карачаганакская); 3 - зоны преимущественного нефтенакопления (5 - Восточно-Прикаспийская, 6- Южно-Эмбенская, 7-Приморская); 4- предполагаемые зоны газонакопления: А - Алтатинско-Озинковская, Б - Утвино-Илекская