Восточная прибортовая зона Прикаспийской впадины является перспективной областью для поисков в подсолевых отложениях месторождений нефти и газа. На этой территории сконцентрированы значительные объемы поисково-разведочных работ. Их эффективность во многом зависит от правильного выбора наиболее перспективных объектов изучения.

В настоящее время известны два таких объекта: терригенные (верхнекаменноугольные - нижнепермские) и карбонатные (среднекаменноугольные) отложения. В первых из них выявлены Кенкиякское и Каратюбинское многопластовые месторождения с большими начальными дебитами нефти, но характеризующиеся невысокими коллекторскими свойствами нефтяных пластов. Поэтому открытие месторождения Жанажол с более благоприятными условиями добычи нефти из карбонатных коллекторов несколько снизило интерес к разведке терригенного докунгурского комплекса. Однако полученные в самое последнее время новые данные сейсморазведки в сопоставлении с результатами бурения позволяют пересмотреть наши представления о строении верхнепалеозойских отложений в исследуемом районе и перспективах их нефтеносности.

Геолого-геофизические исследования подсолевых отложений в восточной части Прикаспийской впадины в настоящее время ориентированы главным образом на поиски антиклинальных структур. В основу геологической концепции этого направления положено преимущественное распространение в рассматриваемом районе штамповых деформаций [2], с помощью которых теоретически хорошо описывается геологическое строение платформ. Однако, как следует из анализа сопоставимости данных сейсморазведки и бурения, поиски антиклинальных структур в подсолевых отложениях восточной части Прикаспийской впадины, несмотря на значительную их продолжительность, остаются пока безуспешными. По данным сейсморазведки, в настоящее время выявлено и подготовлено к бурению более 20 структур по кровле подсолевого ложа. Но надежность выделения подавляющего большинства из них низка, поскольку абсолютные величины геометрических параметров (углов падения и амплитуды) структур сопоставимы с достигнутой в настоящее время точностью исследований [7]. В целом поиски антиклинальных структур в верхнепалеозойских отложениях исследуемого региона являются достаточно сложной задачей.

Этот вывод в последние годы получил поддержку в высказываниях многих исследователей и сводится к тому, что залежи нефти в нижнепермских отложениях не контролируются отдельными локальными поднятиями [1, 5]. Анализируя данные бурения на площадях Кенкияк и Каратюбе, они указывают на то, что залежи УВ являются комбинированными структурно-экранированными и приурочиваются к обширной структурной ступени в подсолевом ложе.

Каковы же главные черты геологического строения верхнепалеозойских отложений, на которых надо базироваться при выборе основных направлений поисковых работ на нефть и газ? Прежде всего, следует иметь в виду, что восточнее рассматриваемого региона в верхнем карбоне - нижней перми происходили мощные горообразовательные процессы. Поток уральского обломочного материала сформировал в восточной части Прикаспийской впадины гигантскую клиноформу [6], создавшую современный (после предкунгурского размыва) пологий наклон к западу поверхности подсолевого ложа и характеризующуюся резким сокращением мощности верхнепалеозойских молассовых отложений в западном направлении от 2000 до 500 м. Соответственно изменяется и состав терригенной молассы. По мере удаления от борта Прикаспийской впадины к центру он становится менее грубообломочным. Кроме того, процессы осадконакопления сильно зависели от существовавшего к тому времени рельефа дна морского бассейна и процессов вертикального движения блоков земной коры. Взаимодействие факторов древнего рельефа, вертикальных движений и складкообразования обусловило сложный характер распределения пород с хорошими и плохими коллекторскими свойствами в сводах и на крыльях окраинных поднятий и фронтальных складок, формировавшихся в прогибах.

Клиноформное строение верхнепалеозойских молассовых отложений позволяет сделать вывод о подчиненной роли штамповых деформаций в формировании структуры верхнепалеозойских образований. Особенности распределения мощностей и состава этих отложений отражают характер распространения конусов выноса. Эта проблема привлекла в свое время внимание А.К. Замаренова [3], который наметил ряд нижнепермских конусов выноса грубообломочного материала в восточной прибортовой зоне. По его мнению, интенсивнее всего осадочный материал наиболее грубого состава накапливался на участках выноса, а на площадях между ними формировались песчано-глинистые (с преобладанием глинистых) отложения. Незначительное число выделенных в регионе конусов выноса, неопределенная их морфология и границы зон распространения отображают уровень геолого-геофизической изученности региона в то время. Новые данные бурения позволяют сейчас более обоснованно подходить к вопросу о роли конусов выноса в формировании геологического строения и нефтегазоносности подсолевых отложений. Так, по материалам глубокого бурения выделена крупная Кенкиякская зона конуса выноса дельтовых нижнепермских отложений, которая вдается в виде “языка” далеко на запад в обширное поле развития преимущественно глинистых отложений шельфа того же возраста [1].

Таким образом, по мнению многих исследователей, конусы выноса играют существенную роль в формировании геологического строения нижнепермских молассовых образований восточной части Прикаспийской впадины. Главной проблемой является определение пространственных границ этих конусов и поиски в их пределах объектов, где породы обладают наилучшими коллекторскими свойствами. Такие объекты могут быть выявлены в прибрежной зоне и мелководье на участках действия придонных течений, совпадающих с речными прибрежными долинами. В этих долинах, в пределах морского бассейна, образуются различные аккумулятивные формы, в том числе и прибрежные бары, характерными морфологическими чертами которых являются относительно плоское ложе и выпуклая поверхность. Прибрежные бары обладают хорошими коллекторскими свойствами и весьма перспективны на нефть и газ [4].

Указанные черты баровых комплексов и их значительная мощность теоретически должны находить отображение в волновом сейсмическом поле. Однако влияние представлений штамповой теории сдерживало до последнего времени соответствующий подход к анализу сейсмических данных. Действительно, на временных разрезах МОГТ в различных районах восточной части Прикаспийской впадины, главным образом в межкупольных зонах вблизи кровли подсолевых отложений, нередко наблюдаются своеобразные антиклинальные линзы - “нашлепки”, находящиеся в явном несогласии как с вышележащими верхнепермскими образованиями, так и с подстилающими их докунгурскими подсолевыми породами. Такое их положение в разрезе способствовало формированию определенного мнения, что эти геологические тела являются кунгурскими “остаточными куполами” и представлены сульфатно-терригенными отложениями.

Проведенные нами детальные работы МОГТ ( рис. 1 ) в районе параметрических скважин Блаксай, Кумсай и Бозоба и выполненная тщательная привязка опорных сейсмических горизонтов к указанным параметрическим скважинам позволили внести существенные уточнения в вопрос о геологической природе описанных выше структур. Выяснилось, что прогнозировать сульфатно-терригенный состав крупного линзообразного тела, отмеченного на участке между пикетами 3 (профиль 15) и 6 (профиль 16), нет никаких оснований (см. рис. 1 ). Мощность сульфатно-терригенных отложений кунгура, вскрытых скважиной П-2, составляет всего 65 м. Интервал же между кровлей линзы и ее подошвой (между горизонтами П₁ и П₁' на порядок выше. Более того, специальные исследования показали возможность непрерывной корреляции отражений горизонта П₁ от скважины П-89 к скважине П-2. Это свидетельствует о том, что рассматриваемое локальное геологическое тело, четко проявляющееся в волновом поле, относится к терригенным отложениям подсолевого комплекса. Геометрические формы его (плоское ложе и выпуклая поверхность), аномальное залегание в геологическом разрезе и расположение в пределах Кенкиякского конуса выноса позволяют отождествлять его с прибрежным баром, получившим название Кумсайский.

Строение этого бара изучено по площади ( рис. 2 ). В его пределах уже пробурены две параметрические скважины П-2 и Г-10, вскрывшие интересующий нас комплекс отложений. В них отмечены заслуживающие внимания признаки нефти [2, 3]. Однако параметрическое бурение в 60-х годах, конечно же, не ориентировалось должным образом на изучение прибрежных баров, поэтому оценить в достаточной мере их перспективность оно было не в состоянии. Сейчас ситуация изменилась и баровые комплексы в терригенных отложениях нижней перми являются перспективным объектом геолого-геофизических исследований на нефть и газ. Однако информации об этих барах пока явно недостаточно. Восполнить этот пробел необходимо в самое ближайшее время. Для этого надо, очевидно, выполнить следующее.

1. Пересмотреть материалы площадных сейсмических исследований МОГТ по восточному борту Прикаспийской впадины с целью выявления и картирования аккумулятивных форм, выяснения их внутренней структуры, закономерностей их размещения и подготовки материалов для передачи наиболее изученных из них под глубокое бурение. Степень изученности территории сейсморазведкой МОГТ для этих целей вполне удовлетворительная.

2. Для выяснения строения и состава: аккумулятивных форм и перспектив их нефтегазоносности в более или менее достаточно к настоящему времени изученном Кумсайском баре требуется пробурить в самых перспективных, как нам представляется, частях структуры (в своде и на северо-западном крыле) две разведочные скважины.

Отмеченные особенности геологического строения подсолевого разреза еще раз подтверждают, что при прогнозах и поисках месторождений нефти и газа в данном районе нельзя подходить лишь со “структурных” позиций, необходим комплексный геолого-геофизический анализ. Только такой подход может определить успех дела.

1. Бакиров К.X., Чимбулатов М.А., Яковлев А.В. Новые данные о геологическом строении и перспективы нефтегазоносности подсолевого палеозоя восточной прибортовой зоны Прикаспийской впадины. - В кн.: Проблемы геологии и минерагении Западного Казахстана. Алма-Ата, 1980,с. 84-91.
2. Дальян И.Б., Посадская А.С. Геология и нефтегазоносность восточной окраины Прикаспийской впадины. Алма-Ата, Наука, 1972.
3. Замаренов А.К. Средний и верхний палеозой восточного и юго-восточного обрамления Прикаспийской впадины. Л., Недра, 1970.
4. Леворсен А. Геология нефти и газа. М., Мир, 1970.
5. Методика поисково-разведочных работ в Кенкияк-Каратюбинской структурной зоне/ В.В. Стасенков, В.П. Авров, А.С. Фокин и др. - РНТС ВНИИОЭНГ. Сер. Нефтегаз. геол. и геофиз., 1977, № 3, с. 8-12.
6. Палеотектонические условия образования подсолевых комплексов Восточного Прикаспия /А.Л. Яншин, Ю.А. Волож, И.Б. Дальян и др. - Изв. АН СССР. Сер. геол., 1978, № 7, с. 5-15.
7. Пилифосов В.М., Огнев А.О. Сейсморазведка методом отраженных волн в восточной части Прикаспийской впадины. Алма-Ата, Наука, 1975.

Рис. 1. Профиль МОГТ, пересекающий Кумсайский баровый комплекс.

П₁ - размытая поверхность сакмаро-артинских отложений; П₁' - горизонт в ассельско-сакмарских отложениях; П₂ - кровля известняков каменноугольного возраста; П₁ " подошва известняков каменноугольного возраста; П₃ - докебрийский фундамент

Рис. 2. Карта изогипс по кровле сакмарских отложений Кумсайского барового комплекса.

1 - сейсмические профили; 2 - крутые уступы соли; 3 - граница барового комплекса; 4 - изогипсы по горизонту П₁, км; 5 - скважины