Подсолевые отложения Прикаспийской впадины изучены бурением лишь на отдельных участках бортовой зоны, где открыто около 20 месторождений газа и нефти, приуроченных, как правило, к карбонатным породам. На остальной части территории они вскрыты единичными скважинами.

В связи с этим рассматриваемая рабочая гипотеза по раздельному формированию зон нефте- и газонакопления основана на изучении общих историко-геологических критериев с привлечением немногочисленных данных по геохимии, гидрогеологии и геотермии.

В исследуемом объекте выделяются четыре крупные (Астраханская, Каратон-Тенгизская, Кенкияк-Жанажольская, Карачаганак-Троицкая) и несколько более мелких зон нефтегазонакопления (см. рисунок ). Астраханская и Карачаганак-Троицкая зоны приурочены к выступам фундамента, а Каратон-Тенгизская и Кенкияк-Жанажольская расположены на моноклинальном склоне его поверхности и связаны с тектоно-седиментационными карбонатными телами. Одна из особенностей их строения - широкое распространение карбонатных верхнедевонско-нижнепермских отложений, слагающих различные по размерам тектоно-седиментационные и седиментационные структуры. В целом можно выделить следующие их типы.

Карбонатные бортовые уступы развиты по западной, северной и восточной периферии впадины. Их высота достигает 1,5 км. Гребни уступов осложнены преимущественно пермскими органогенными постройками большого размера (3X1 км) и амплитудой до 300 м. С ними связаны, как правило, мелкие месторождения газа и газоконденсата (Западно-Тепловское, Гре-мячинское, Лободинское и др.). На востоке впадины выявлены более крупные (9x7 км и высотой 200 м) рифогенные массивы. На одном из них - Жанажольском - обнаружено одноименно газонефтяное месторождение.

На юге и востоке впадины карбонатные отложения каменноугольного возраста образуют крупные сравнительно плоские “карбонатные плиты” полуостровного типа. На юго-западе к подобной плите приурочено Астраханское газоконденсатное месторождение. На юге Енбекской “карбонатной плиты” пока открыто Кенкиякское нефтяное месторождение.

Третий тип карбонатных сооружений представляет собой также крупные “карбонатные плиты” полуостровного типа, но в отличие от предыдущих они осложнены высокоамплитудными (до 800-1000 м) значительными по площади (400-500 км²) рифогенными массивами. В биогермных ловушках большой емкости выявлены Тенгизское нефтяное, Тажигалинское газонефтяное и Карачаганакское газоконденсатное месторождения. Судя по материалам бурения единичных скважин (Ветелкинская 8, Саратовская 1-сг и др.) и сейсморазведки, карбонатные породы бортовых зон в глубь Прикаспийской впадины замещаются маломощными относительно глубоководными глинисто-карбонатно-кремнистыми сильноуплотненными породами доманикового типа [2].

Терригенные отложения в верхней части подсолевого разреза развиты на востоке и юго-востоке рассматриваемой территории, где они образуют крупные клиноформы, протягивающиеся на 100-150 км к центру впадины.

В строении прибортовых зон существуют принципиальные различия, обусловленные проявлением глубокого предпермского размыва, уничтожившим на отдельных участках неодинаковые по стратиграфической полноте и мощности толщи карбонатного каменноугольного разреза.

Отмечаются также различия во взаимоотношении кунгурской галогенной толщи, являющейся региональной покрышкой, с нижнепермскими образованиями. На большей части территории впадины соленосные серии лежат на подстилающих породах согласно с постепенным переходом. На востоке же, в пределах Кенкиякско-Жанажольской зоны, галогенная толща залегает с перерывом в осадконакоплении и из разреза выпадает верхняя часть нижнепермских терригенных образований.

В формировании указанных зон нефтегазонакопления отмечаются следующие основные особенности. Поскольку во внутренних прибортовых частях впадины карбонатные отложения замещаются глинисто-карбонатно-кремнистыми, вероятно, активной латеральной миграции из наиболее погруженной центральной части впадины не осуществлялось. Следовательно, формирование залежей УВ в карбонатных толщах бортовых зон могло происходить в основном за счет реализации собственного генерационного потенциала, что уверенно подтверждается результатами геохимических исследований.

Существенная особенность, во многом предопределяющая размещение зон нефте- и газонакопления, - геотермический режим Прикаспийской впадины. Южная и западная ее бортовые части (Астраханская, Каратон-Тенгизская, Волгоградская зоны нефтегазонакопления) характеризуются гораздо более напряженным термическим полем, чем северо-восточная и восточная (Карачаганак-Троицкая, Жанажол-Кенкиякская зоны). В первых зонах на глубинах 4 км пластовые температуры составляют 110°С, в последних - около 70 °С.

Фазовое состояние углеводородных залежей в Прикаспийской впадине зависит также от барических условий в природных резервуарах. В восточных, юго-восточных и юго-западных районах впадины пластовые давления на глубине 4 км достигают 60-80 МПа, в то время как на северном борту на этой глубине не превышают 50 МПа.

Выявленные различия в фазовом состоянии залежей зависят и от условий их сохранности в зонах нефтегазонакопления. Так, на северном борту впадины (Карачаганак-Троицкая, Тепловская и др.), где соленосная кунгурская покрышка согласно перекрывает докунгурские продуктивные породы нижней перми, обеспечивались условия консервации газов ранней генерации, а в остальных бортовых зонах они, по-видимому, были полностью уничтожены во время предпермского (Астраханская и Каратон-Тенгизская, частично Жанажол-Кенкиякская) и предкунгурского размывов (Жанажол-Кенкиякская).

В зонах нефтегазонакопления был выявлен элизионный режим пластовых вод. Общая газонасыщенность их превышает 2000 см³/л. За пределами влияния углеводородных залежей пластовые воды имеют дефицит упругости газа около 10 МПа.

Отмеченные общие особенности геологического строения, истории развития, термобарических и гидрогеологических условий Прикаспийской впадины в различной степени сказывались на процессе формирования углеводородных залежей в пределах зон, предопределяя специфические черты их нефтегазоносности.

Карачаганак-Троицкая зона (200X30 км) охватывает одноименную зону выступов фундамента в северо-восточной части Прикаспийской впадины. Здесь выявлено Карачаганакское газоконденсатное месторождение, приуроченное к верхней части нижнепермского рифогенного массива площадью 300 км². Вскрыто 450 м продуктивных органогенных известняков. Плотность конденсата растет с глубиной от 0,78 до 0,8 г/см³, что дает основание предполагать наличие нефтяной оторочки или нефтяной залежи.

Анализ палеотектонического развития зоны показывает, что на протяжении кунгурского века, поздней перми и триаса она испытала устойчивое погружение, и кровля подсолевых карбонатных отложений нижней перми в начале юры была погружена на глубину около 4,5 км. Исследования палеотемпературного режима свидетельствуют о том, что к началу юры пластовая температура на этой глубине достигала 80-90 °С. Таким образом, карбонатные породы верхнего девона, карбона и нижней перми общей мощностью 2200 м находились в условиях ГЗН.

На рубеже триасового и юрского времени произошел общий подъем зоны; юрско-палеогеновый этап характеризовался эпохами кратковременных опусканий. В новейшее время происходило воздымание территории. В целом, начиная с юры, Карачаганак-Троицкая зона погрузилась всего на 800 м.

Современное фазовое состояние Карачаганакской залежи, очевидно, определяется стадийностью преобразования пластовых флюидов, заполнявших ловушку на различных этапах геологического развития зоны.

В начальной стадии формирования залежи (кунгурский век) газы ранней генерации могли заполнить пластовую систему и частично рифогенную ловушку. К концу триаса в нее поступали в основном жидкие УВ, источником которых являлись карбонатные каменноугольно-нижнепермские породы. Вместе с тем на этом этапе могла происходить интенсивная генерация газообразных УВ в терригенной толще нижнего карбона (бобриковский горизонт), содержащий главным образом РОВ гумусового типа и характеризующейся увеличением мощности в глубь Прикаспийской впадины. Наличие конденсатной системы УВ в залежи, видимо, обусловлено процессами растворения легких компонентов нефти в основном объеме газообразных УВ, чему во многом способствовало вовлечение сформированной залежи в неоднократные инверсионные движения.

В Кенкияк-Жанажольской зоне (восточный борт Прикаспийской впадины) выявлены два нефтяных месторождения (Кенкиякское, Бозобинское) и одно газонефтяное (Жанажольское), промышленная нефтегазоносность которых связана с отложениями карбона и нижней перми.

Образование углеводородных залежей в каменноугольном комплексе пород, по данным палеотектонических построений и реконструкций геотермической обстановки, вероятно, началось в позднекаменноугольное время. На этом этапе средне-нижнекаменноугольные породы находились в верхней зоне газообразования.

Сформированные в позднем карбоне газовые залежи впоследствии были разрушены предпермским региональным размывом, приведшим к денудации верхней части средне- и полностью верхнекаменноугольных отложений.

В кунгурский век сохранившаяся от размыва толща каменноугольных карбонатных пород погрузилась до глубины 2-3 км, а к концу пермского периода - до 4-5 км. С этим этапом геологического развития территории связано формирование преимущественно нефтяных залежей, так как нефтематеринские породы каменноугольного возраста вступили в ГЗН.

В мезозое отмечается чередование этапов кратковременных воздыманий и погружений. К концу палеогена каменноугольные нефтематеринские породы достигли глубин 5,5-7 км. Вследствие регионально низкого геотермического градиента восточного борта впадины большая часть каменноугольного разреза не вышла из стадии МК₃. Таким образом, в карбонатных каменноугольных отложениях Кенкиякско-Жанажольской зоны за счет собственного генерационного потенциала должны были формироваться преимущественно нефтяные залежи. Образование же газонефтяных месторождений на востоке зоны (Жанажол) происходило, вероятно, в результате миграции жидких и газообразных УВ из более погруженного Мортукско-Кенкиякского района и Примугоджарского окраинного прогиба, где каменноугольные породы преобразованы до стадии AK₁-АК₂.

Механизм формирования залежей в пермских отложениях несколько отличается от каменноугольных.

Региональная миграция УВ из нефтематеринских пород, содержащих гумусово-сапропелевое РОВ, приходится на конец кунгурского века - позднюю пермь. В это время были сформированы газонефтяные залежи. С начала юры (возможно, несколько ранее) в нижнепермском резервуаре возникло АВПД и подток УВ в залежи прекратился.

Образованные ранее газонефтяные залежи в этих условиях трансформировались в нефтяные за счет растворения газовых шапок в нефти (доказательством этому служит высокая газонасыщенность нефтей на месторождении Кенкияк).

В Каратон-Тенгизской зоне открыты два месторождения нефти и газа на глубине около 4 км в карбонатных нижне-среднекаменноугольных породах. На месторождении Тажигали встречены сравнительно тяжелые нефти (0,89 г/см³) с высокой концентрацией серы (1,25 %). Газ здесь преимущественно метановый с содержанием сероводорода до 11,6%. На Тенгизском месторождении нефть легкая (0,79- 0,82 г/см³), малосернистая; газ жирный с большим количеством кислых компонентов, в том числе сероводорода до 7,6 %.

Условия формирования этих месторождений во многом неясны из-за их слабой геологической изученности. Можно лишь предположить, что генерация жидких и газообразных УВ в карбонатном комплексе началась в позднем карбоне. Размыв на границе карбона и нижней перми привел к уничтожению палеозалежей, на что указывают реликты окисленной нефти на Каратонской площади.

В течение позднепермского, мезозойского и палеогенового времени рассматриваемая зона испытывала устойчивое погружение. Высокая напряженность палеотемпературного режима позволяет предположить, что к концу триаса нефтематеринские породы каменноугольного возраста находились в условиях ГЗН, а в конце мезозоя вошли в нижнюю газогенную зону. В этой обстановке и были сформированы здесь нефтегазовые месторождения.

На юге Прикаспийской впадины открыто Астраханское газоконденсатное месторождение. Газ содержит следующие основные компоненты: СО₂ - 20%, H₂S - 25%, метан - 53 %, конденсат - до 600 см³/м³.

Палеотектонические (с позиций глубоководной модели развития Прикаспийской впадины), геотермические и геохимические исследования показывают, что формирование залежи в каменноугольных отложениях Астраханского месторождения могло происходить в конце карбона. Глубокий размыв на рубеже карбона и перми, по-видимому, привел к разрушению залежей и дегазации пластовой системы.

К концу поздней перми нефтематеринские нижнекаменноугольные породы вошли в нижнюю газогенную зону, а верхняя часть разреза карбона оставалась в условиях ГЗН.

Расчеты количества эмигрировавших УВ (на стадиях МК₃-МК₄) показали, что на нефтегазосборной площади Астраханского свода (18 тыс. км²) из нефтематеринских пород каменноугольного возраста эмигрировало не менее 17 млрд. т газообразных и жидких УВ (в условном исчислении). Поэтому можно предполагать, что в пределах свода основная масса УВ аккумулировалась за счет реализации генерационного потенциала собственных нефтематеринских пород.

На протяжении мезозоя основной объем последних находился в нижней газогенной зоне. Поступающие в залежь дополнительные порции газа постепенно оттесняли нефть вниз по массивному резервуару, о чем свидетельствуют многочисленные примазки нефти в газонасыщенной части залежи. При этом происходило частичное растворение легких компонентов нефти в газе, особенно усилившееся после возникновения в пластовой системе АВПД. В настоящее время пластовое давление на глубине 4 км достигает 63 МПа.

В заключение необходимо специально рассмотреть вопрос о перспективах нефтегазоносности центральной части Прикаспийской впадины.

Во-первых, вдоль ее восточного и юго-восточного бортов предполагается достаточно широкое проникновение в глубь впадины терригенных серий верхнего карбона и нижней перми, которые по геохимическим критериям могут быть отнесены к нефтегазоматеринским толщам. Вероятно, за счет их потенциала и латеральной миграции сформировались Кенкиякское, Бозобинское и Улькентобинское месторождения. В центральной части впадины перспективы нефтегазоносности могут быть связаны со среднедевонскими отложениями, имеющими, очевидно, аналогичное строение с прилегающими районами Русской плиты. В вышележащей подсолевой толще, где предполагается широкое распространение глубоководных отложений, перспективными могут быть зоны поднятий, в пределах которых возможно формирование крупных рифовых массивов. Примером тому в первую очередь служит Мынтюбинский массив, располагающийся в 150 км к северо-востоку от Астраханского газоконденсатного месторождения.

В доманиковых толщах вероятно обнаружение залежей сингенетичных вмещающим породам в коллекторах типа баженитов Западной Сибири. Кроме того, определенный интерес могут представлять зоны развития АВПД, часто способствующие разуплотнению и формированию коллекторов, а также районы повышенной трещиноватости, связанные с региональными разрывными нарушениями.

Открытие Карачаганакского газоконденсатного месторождения значительно повысило перспективность внутренней северной и западной прибортовой зон впадины. Здесь, по данным космогеологических и геофизических исследований (Деркульский вал, Озинковско-Алтатинская, Питерско-Новоузенская зона и т. д.), могут быть выявлены крупные рифовые массивы.

Изложенное позволяет сделать следующие выводы.

1. Большинство углеводородных залежей в карбонатных породах, слагающих крупные тектоно-седиментационные структуры различного строения, вероятно, были сформированы за счет реализации собственного генерационного потенциала карбонатных нефтегазоматеринских толщ.
2. В целом для подсолевых отложений Прикаспийской впадины северные, западные и юго-западные бортовые участки рассматриваются как зоны преимущественного газонакопления, а восточные и юго-восточные - нефтегазонакопления (но не нефтенакопления, как это считалось ранее).
3. Углеводородные залежи в массивных карбонатных резервуарах обычно формировались в несколько этапов, каждому из которых свойственно определенное фазовое соотношение флюидов.
4. Возникновение АВПД в резервуарах способствовало широкому развитию процессов растворения газа в нефти и нефти в газе. Это приводило к формированию во многих месторождениях двухфазных систем и конденсатных залежей.

Рисунок

Схема расположения основных зон нефтегазонакопления Прикаспийской впадины по подсолевому комплексу.

а - граница Прикаспийской впадины; б - крупные структурные элементы поверхности Фундамента: 1 - Астраханский свод; поднятия - 2 - Мынтюбинское, 3 - Новобогатинское, 4 - Шукатское, 5 - Жаркамысское, 6 - Енбекское, 7 - Карачаганак-Троицкое, 8 - Озинковско-Алтатинское, 9 - Питерско-Новоузенское, 10 - Жаныбекское, 11 - Каракульское; в - карбонатные уступы и их возраст; г - изогипсы поверхности подсолевых отложений, км; месторождения: д - нефти, е - газа; зоны нефтегазонакопления: А - Астраханская, Б - Мынтюбинская, В - Каратон-Тенгизская, Г - Кенкияк-Жанажольская, Д - Карачаганак-Троицкая, Е - Тепловская, Ж - Южно-Эмбенская