Открытие в 1981 г. крупнейшего Тенгизского нефтяного месторождения подтвердило высокие перспективы нефтегазоносности юго-восточной части. Прикаспийской впадины. Вместе с тем, факт концентрации крупнейших запасов УВ в одной (или двух, включая Королевское) залежи ставит вопрос о перспективах нефтегазоносности остальной территории района. При решении этого вопроса весьма полезным окажется выяснение основных факторов, контролирующих процессы формирования скоплений УВ в данных геологических условиях. Наиболее удобный объект для таких исследований в данном районе – Тенгизское месторождение.

Очевидно, что для формирования такого крупнейшего скопления нефти основное и абсолютное условие – наличие в достаточных количествах самих УВ. Следовательно, для решения поставленной задачи необходима оценка масштабов генерации и эмиграции УВ в пределах вероятной нефтегазосборной площади (НГСП) месторождения. При этом необходимо определить ее размеры в плане и наиболее вероятный объем нефтегазоматеринских пород.

С этой целью были произведены расчеты масштабов генерации и эмиграции УВ в нижнепермском, московско-верхнекаменноугольном, верхневизейско-башкирском, средневизейском и верхнедевонско-нижневизейском литолого-стратиграфических комплексах в пределах НГСП-1, контролирующей северную часть Каратон-Тенгизской зоны поднятий и включающей площади Каратон, Тажигали и др., и НГСП-2, в пределах которой находятся Тенгизское и Королевское месторождения. Расчеты показали значительное превышение разведанных запасов нефти (в 2 раза) и суммы разведанных и перспективных ресурсов (в 3 раза) над суммарными масштабами эмиграции жидких УВ в подсолевом разрезе НГСП-2. Аналогичное положение наблюдается по суммарным показателям запасов, перспективных ресурсов и масштабов эмиграции НГСП-1+НГСП-2.

Поскольку в расчетах масштабов эмиграции учитывался практически весь подсолевой осадочный чехол НГСП, выделяемых по структурному плану отражающего горизонта П₁, полученные результаты показывают, что в контролировании миграционных потоков УВ, сформировавших уникальные скопления нефти Каратон-Тенгизской зоны, структурный план региональной соленосной покрышки не играл существенной роли. В условиях наблюдаемого в юго-восточном секторе региона значительного несоответствия структурных планов горизонта П₁, с одной стороны, и горизонтов П₂'' и П₃, с другой, можно предположить, что определяющее значение в контролировании миграции основных масс УВ в данном случае имел региональный палеоструктурный план девонского комплекса-доминанта.

Поскольку в современном структурном плане горизонта П₂" район Тенгизского месторождения отделен от зоны сочленения с Южно-Эмбинским поднятием неглубоким прогибом, а современный план горизонта П₃ сохраняет общее южное направление регионального наклона обоих горизонтов, существовавшее в предпермское время, в основу выделения НГСП Тенгизского месторождения положен современный структурный план отражающего горизонта П₃ (структурные построения Ю.А. Воложа и др., 1986 г.). Все расчеты по данному варианту произведены только для верхнедевонско-нижневизейского нефтегазогенерационного комплекса, согласно которым количество эмигрировавших жидких УВ в 3,8 раза превышает сумму разведанных балансовых запасов нефти в пределах выделенной НГСП. Следовательно, реализованный нефтегазоматеринский потенциал пород верхнедевонско-нижневизейского комплекса, контролируемых НГСП по горизонту П₃, мог обеспечить формирование нефтяного месторождения.

Таким образом, определяющее значение в формировании нефтегазоносности Каратон-Тенгизской зоны, а возможно и всей территории юга-востока Прикаспийской впадины, имеют нижние части палеозойского осадочного чехла, предположительно позднедевонско-раннекаменноугольного возраста. Это влияние обеспечивается их высоким генерационным потенциалом и осуществляется через контролирование миграционных потоков основных масс генерированных УВ структурным планом комплекса-доминанта (горизонты П₂'', П₃).

Расчеты масштабов генерации и эмиграции УВ производились только в пределах современного НГБ Прикаспийской впадины (рисунок). Однако до начала инверсионных движений на рубеже карбона и перми мощным очагом генерации несомненно являлся Южно-Эмбинский авлакоген. На миогеосинклинальном этапе девонско-нижнекаменноугольные отложения, например в районе Туресая, могли находиться на глубинах до 5000–5600 м (палеореконструкции А.И. Димакова и др., 1984 г.), т. е. являлись мощным очагом генерации. Региональные палеонаклоны палеозойских пород способствовали миграции УВ из погруженных районов юго-востока Прикаспийской впадины, а также с территории Южно-Эмбинской миогеосинклинали. В дальнейшем, несмотря на значительную перестройку структурного плана территории в пермское и триасовое время, региональный наклон общего южного падения отложений на уровне верхнего девона сохранился и в настоящее время [1].

Зафиксированные нефтепроявления подтверждают, что девонские отложения Южно-Эмбинского авлакогена являлись мощным очагом генерации. В частности, в скв. 11 Жанасу в интервале 2184– 2505 м вскрыты песчано-алевритовые отложения позднего девона, сильно пропитанные нефтью. Нефть густая, окисленная, смолистая, плотностью 0,98 г/см³, что говорит о ее гипергенном преобразовании, вероятно, на инверсионном этапе.

Все это свидетельствует о существовании вплоть до ранней перми дополнительного источника УВ, каким являлась Южно-Эмбинская миогеосинклиналь [1, 3]. Основной миграционный поток контролировался палеоструктурным планом современного отражающего горизонта П₃ (П₂") и имел общее северо-западное направление.

Аналогичными исследованиями по всей территории юго-восточной периферии Прикаспийской впадины (южнее осевой линии Астраханско-Актюбинской группы поднятий) установлено, что основным нефтегазоматеринским комплексом-доминантом являются верхнедевонско-нижневизейские отложения, на долю которых приводится 67–68 % от общей суммы эмигрировавших УВ. Низкие значения весового отношения газообразных и жидких УВ (3,3) указывают на преимущественную нефтеносность [2] юго-восточной части Прикаспийской впадины, что подтверждается установленной нефтегазоносностью.

Однако расчеты, проведенные по аналогичной методике для территории внутреннего юго-восточного сектора впадины – севернее осевой линии Биикжальского свода, показывают, что НГСП, контролируемые структурным планом горизонта П1, характеризуются более высокими значениями отношения Г/Ж (до 6,3–7,2). Это свидетельствует о том, что по генерационным критериям данная территория может быть идентифицирована как преимущественно газоносная [2].

Изложенные принципы прогноза нефтегазоносности находят свое подтверждение при прогнозе преимущественной нефтеносности западной части Прикаспийской впадины [2]. Очевидно, что выявленные на примере юго-западного района Прикаспия особенности формирования месторождений нефти и газа могут оказаться весьма полезными при прогнозе нефтегазоносности восточной и других зон сочленения бассейна с древними миогеосинклинальными областями.

1. Прикаспийская впадина – важнейший регион наращивания нефтедобычи в СССР / Н.Н. Лисовский, А.А. Новиков, Н.А. Крылов и др. // Геология нефти и газа.– 1987.– № 10.– С. 7–12.
2. Орешкин И. В. Генетические критерии оценки перспектив нефтегазоносности подсолевых отложений северо-запада Прикаспийской впадины // Геология нефти и газа.– 1983.– № 10.–С. 20–25.
3. Федоров Д.Л. Формации и нефтегазоносность подсолевого палеозоя окраинных впадин Европейской платформы.– М.:Недра, 1979.

This paper is concerned with hydrocarbon migration and accumulation mechanisms, governing the formation of major, and unique oil and gas pools, operative within the Precaspian region. A correlation has been made between really existing petroleum reserves contained in the Tengiz field and possible amounts of hydrocarbons migrated from source rocks into reservoirs, based on various models of this process.

Изогипсы по горизонту: 1 – П₁, 2 – П₃; 3 – разрывные нарушения; границы НГС площадей по горизонту: 4 – П₁, 5 – П₃; 6 – глубокие скважины; площади: I – Каратон, II – Каратон Южный, III – Маткен, IV – Тенгиз, V – Колтык Восточный, VI – Юбилейная