Среди ученых и геологов-производственников нет единого мнения о генезисе нефти в надсолевых отложениях [1 -5]. Одни из них (Э. К. Азнабаев, Г. Е. и А. Айзенштадт, Т. А. Ботнева, И. И. Шмайс и др.) на основании геохимических исследований нефтей считают, что нефти в верхнепермских и мезозойских отложениях сингенетичны вмещающим породам и образовались при нескольких циклах генерации, приуроченных к определенным стратиграфическим толщам. Другие (А. Л. Яншин, О. В. Барташевич, И. Б. Дальян, А. Н. Дмитриевский, Н. Я. Кунин, А. М. Медведева, А. С. Посадская, Э. А. Светлакова, В. С. Соболев, В. Л. Соколов, М. С. Трохименко и др.) на основании комплексных структурных, литолого-фациальных, геохимических, геотермических, катагенетических и гидрогеологических исследований убедительно показали, что залежи нефти в надсолевых отложениях вторичные и образовались за счет вертикальной миграции из подсолевых пород. При этом нет какой-либо закономерной связи между залежами нефти надсолевых отложений соляных куполов и в подсолевых породах платформенных поднятий. На соляных куполах Кенкияк, Акжар, Кокжиде, Каратюбе и других залежи нефти в надсолевых отложениях локализуются над подсолевыми докунгурскими поднятиями, также включающими залежи нефти. В то же время на Урихтау, Жанажоле, Алибекмоле, Кожасае, Синельниковской, Жанатане и Локтыбае, где в подсолевых породах имеются залежи нефти, располагающиеся над ними солянокупольные структуры или находящиеся вблизи них, не содержат в надсолевых отложениях ни признаков, ни залежей нефти.

Реконструкция структурного плана формирования соляных куполов, произведенная на основании наличия в разрезе надсолевых пород регионально выдержанных опорных сейсмических отражающих горизонтов s в толще верхнепермских пород (по-видимому, идентифицируемого с кровлей казанского яруса), Д - поверхности верхнепермских пород, V - поверхности нижнетриасовых и III - поверхности среднеюрских отложений с учетом данных бурения показывает, что основная фаза формирования соляных куполов с образованием соляных штоков с крутыми склонами и соляных карнизов произошла к началу раннетриасовой эпохи. При дальнейшем непрерывно-прерывистом развитии куполов соляные штоки, прорвавшие верхнепермские породы, приобретали оптимальную форму во вмещающих отложениях за счет перемещения вершины штока и, в основном, приподнимали вышезалегающие отложения в последующие эпохи. В конце позднемеловой - начале палеоценовой эпох произошло окончательное формирование соляных куполов с образованием грабенов и тектонических нарушений между крыльями и в их пределах.

Верхнепермские красноцветные континентальные породы субаквального и субаэрального происхождения вскрыты на соляных куполах и межкупольных поднятиях Северной Эмбы в интервале глубин 546-5504 м, они бедны Сорг (0,2-0,3 %) при фоновой концентрации хлороформного битумоида (ХБт) и низкой спиртобензольного (СББт), не превышающего 0,0006 %, кислого или нейтрального типа. Только на куполах со скоплениями нефти (Кенкияк, Южный Каратюбе) песчаные разности обогащены ХБт до 0,06-0,31 % маслянистого и явно эпигенетичного типа. Геохимические условия седиментации верхнепермских осадков были неблагоприятными для накопления и захоронения Сорг и накапливались в окислительных или слабовосстановительных обстановках. Поэтому в отложениях содержится много окисленного железа (до 78-80 %) при незначительной концентрации закисного (до 0,06-0,1 %) и сульфидного (0,01- 1,4 %), что свидетельствует о невозможности в них процессов нефтеобразования.

Залежи нефти в отложениях верхней перми приурочены к песчаным пластам-коллекторам толщиной до 25-37 м на Кенкияке, а на Южном Каратюбе - к единой переслаивающейся песчано-глинистой толще 100-202 м, где, в основном, преобладают песчаные разности. Пласты-коллекторы на 65-80 % представлены обломочным материалом размером от 1,0 до 0,01 мм при содержании пелитовых частиц до 36,1 % и карбонатности до 25 %. Обломочный материал состоит из угловатых и полуокатанных зерен кварца, полевых шпатов, эпидота, хлорита, граната, циркона, турмалина, сфена, лейкоксена, роговой обманки. А. Н. Дмитриевский установил, что зерна кварца имеют четко выраженную регенерацию, обрастая каемками, нередко цементируют и соседние зерна других минералов, в полевых шпатах широко развиты процессы каолинитизации и хлоритизации. Наличие регенерированных зерен кварца в песчаных нефте- и водоносных горизонтах свидетельствует о седиментации осадков в водной среде, где обычно протекают процессы регенерации. В изначальных нефтеносных пластах эти процессы не происходят. Наличие в нефтеносных песчаных пластах регенерированных зерен кварца свидетельствует о поступлении в них нефти в более позднее время, при этом нефть приостановила (законсервировала) дальнейшее развитие процессов регенерации и они прекратились. Открытая пористость нефтеносных песчаников и алевролитов составляет 9,4-31,3 %, проницаемость до (0,55-0,81)•10¹² м² при нефтенасыщенности 64-80 %.

Нефти верхнепермских отложений имеют плотность 0,812-0,892 кг/м³ при Т 20 °С с тенденцией увеличения ее сверху вниз, являются малосернистыми (0,16-0,32%), смолистыми (14-38%), парафинистыми (1,1-5,4 %) с температурой плавления 49-51 °С при содержании асфальтенов 0,01-3,8 % и кокса 0,89-4,4 %. Начальная температура кипения 48-147 °С, выход фракций до 100 °С составляет 10 %, при 200 °С - 12-36 % и при 300 °С увеличивается до 25-57,5%. Нефти бензинокеросиновые с содержанием масел 8,5 %, газовый фактор не превышает 161 м³/т. По углеводородному составу нефти метаново-нафтеновые (85-93 %); элементарный состав (%) определяется: углеродом 85,7-86,5; водородом 13,2-13,5;кислородом 0,07-0,34 и азотом 0,03-0,21.

Дебит нефти на Кенкияке от первых кубометров до фонтанирования 186 м³/сут через штуцер 5 мм, на Южном Каратюбе при штуцере 8 мм дебит нефти составил до 96 м³/сут, пластовое давление несколько выше гидростатического, пластовая температура на Кенкияке 22-37 °С, на Каратюбе 47,6-51,5 °С.

Нижнетриасовые континентальные пестроцветные песчано-глинистые породы с прослоями конгломератов в основании соркульской, кокжидинской, акжарской, кумсайской и блактыкольской свит общей толщиной до 1328 м широко распространены в пределах востока впадины, где с угловым и эрозионным несогласием залегают на разных горизонтах верхней перми и кунгурского яруса. Отложения характеризуются невысокой концентрацией Сорг (0,03-0,35%), ХБт (0,001-0,005%) и СББт (0,0001-0,0006 %) и низким содержанием геохимических компонентов. На площадях Кенкияк, Кокжиде, Каратюбе, Караганда и других со скоплениями и признаками нефти отложения имеют высокую концентрацию эпигенетичного ХБт (до 0,08-0,31 %) маслянистого типа при содержании СББт до 0,01-0,04 % и незначительном Сорг. Отложения накапливались в субаквальных окислительных условиях, совершенно неблагоприятных для формирования и захоронения Сорг и его последующего преобразования в УВ. Поэтому содержащиеся в них различного рода нефтепроявления являются эпигенетичными, миграционными и, как впервые отмечал А. Л. Яншин, образовались за счет миграции из подсолевых пород и генетически не связаны с вмещающими отложениями.

Стратиграфические залежи нефти на Кенкияке и тектонически экранированные на Кенкияке, Кокжиде, Каратюбе, Караганде приурочены к трем песчаным пластам толщиной 8-26 м в интервале глубин 387-1323 м, расположенных в подошве и кровле соркульской и в основании акжарской свит. Песчаные пласты на 65-70 % представлены обломочным материалом, состоящим из зерен кварца, полевых шпатов, циркона, граната, рутила, дистена, шпинели, ильменита, ставролита, магнетита и др. В гранулометрическом составе преобладают скатанные песчаные разности (до 73,2 %) с содержанием до 15 % мелкой гальки в подошве соркульской свиты, алевролитовые (до 38,2 %) и пелитовые (до 13 %). Зерна кварца, полевых шпатов и минералов тяжелой фракции не подвержены структурным изменениям, хотя наблюдаются минеральные изменения пород. Цемент представлен карбонатно-монтмориллонитовыми и монтмориллонитовыми разностями. Открытая пористость пластов коллекторов нефти изменяется от 15,5 до 32,3% при проницаемости (0,32-0,94) • 10^-12 м² и нефтенасыщенности 75-80 %.

Нефти, изученные на Кенкияке, Кокжиде, Башенколе, Итассае, Калмыккыргане и Каратюбе, характеризуются плотностью 859,4-898,5 кг/м при 20 °С. Они слабосернистые и сернистые (0,14-0,87 %), слабопарафинистые и парафинистые (0,86-6,2 %) с температурой плавления 50-58 °С, смолистые и высокосмолистые (12-54 %) при содержании асфальтенов до 21 % и кокса 1,4-5,7 %. Начало кипения 99-165 °С, выход фракций до 200 °С составляет 7-22 %, до 300 °С - 30-49 %. Нефти бензино-керосино-масляные (масел до 39 %) с газонасыщенностью до 34,7 м³/т. По групповому составу они метаново-нафтеновые (86,1-94,0 %); элементарный состав (%) определяется: С-86,2-86,6; Н- 12,7-13,6; О - 0,14-0,42; N - 0,09-0,21. Дебит нефти изменяется от нескольких кубометров до 45 м^з/сут через штуцер 5 мм, пластовая температура 16-52 °С.

Нижнеюрские лагунно-континентальные песчано-глинистые отложения светло-серого цвета толщиной до 185м широко распространены на востоке впадины, где с угловым и стратиграфическим несогласием перекрывают различные толщи нижнего триаса, верхней перми и кунгурского яруса. В их основании залегает песчано-галечниковая пачка толщиной до 95 м, которая подстилается каолинистыми глинами. Глинистые отложения имеют очень низкую фоновую битуминозность, соответствующую окислительной среде осадконакопления: С составляет 0,63-0,7%; ХБт- 0,00062-0,00012 %, СББт - 0,00062-0,00025 %, гуминовые кислоты - 0,005-0,2 %. Битум, в основном, кислый, реже - нейтральный. Указанные геохимические данные свидетельствуют, что отложения накапливались в неблагоприятных для нефтеобразования условиях. На отдельных соляных куполах и их крыльях в отложениях с нефтепроявлениями отмечается высокое содержание Сорг (до 1,1-2,5 %), ХБт миграционного типа (до 1,0 %) и СББт (до 0,04-0,12 %).

Залежи нефти приурочены к песчано-галечниковой пачке, на 85-90 % состоящей из обломочного материала, представленного зернами кварца (до 85 %), сильно политизированных полевых шпатов (до 25 %) и малым количеством рутила, граната, дистена, шпинели, циркона, ставролита, ильменита, эпидота, сфена, зеленой слюды, хлорита и титанистых минералов. В гранулометрическом составе преобладают скатанные песчаные разности (до 73,2 %) с мелкой галькой (до 15 %), алевритовые (до 38,2 %) и пелиты каолинитовые (до 13 %). Отложения хорошо отсортированы, где зерна кварца не подверглись эпигенетическим изменениям, полевые шпаты сильно политизированы. Открытая пористость отложений нефтеносной пачки составляет 22,3-39,5 % при проницаемости до (0,73-1,91)•10^-12 м² и нефтенасыщенности до 88 %.

Нефти на Кенкияке, Акжаре, Каратюбе и Копе вязкие с плотностью 861-935 кг/м³ при 20 °С, которая увеличивается от Копы в восточном направлении, малосернистые (0,13-0,54 %), слабопарафинистые и парафинистые (0,29-4,55 %), смолистые и высокосмолистые (8,0-26,2 %) при содержании асфальтенов 0,04-0,91 % и кокса до 3,16 %. Начальная температура кипения 174- 265 °С, выход фракций до 200 °С не более 2,3 %, при 300 °С - до 42 %. Нефти керосиново-масляные с выходом масел 24,1-48,5 % и практически дегазированные - газовый фактор изменяется от 0,6 до 5,6 м³/т. По углеводородному составу они метаново-нафтеновые (до 86,1 %) с содержанием (%): С 86,5; Н 12,8; О 0,13 и N 0,15.

Дебит нефти изменяется от нескольких кубометров на Кенкияке, Акжаре и Каратюбе до 100 м³/сут через штуцер 5 мм на Копе, пластовая температура - от 19,5 до 47,5 °С.

Среднеюрские лагунно-континентальные темно-серые песчано-глинистые отложения с прослоями бурого угля в составе ааленского, байосского и батского ярусов толщиной до 350 м имеют широкое площадное распространение, залегают в интервале глубин 140-760 м и с эрозионным несогласием перекрывают породы нижней юры и нижнего триаса, а иногда залегают на каменной соли кунгурского яруса. На многих соляных куполах, особенно на водоразделе рек Эмбы и Сагиз, отложения средней юры выходят на дневную поверхность. Они представлены чередующимися пачками слежавшихся песков, алевритов и глин, среди которых располагаются 3-6 прослоев бурых углей фюзенового и хлоренового составов и углистых глин. В основании каждого яруса повсеместно залегает пачка песчаных отложений толщиной до 28 м, а в разрезе батского яруса насчитывается до четырех пластов песков и алевролитов толщиной до 15-20 м, переслаивающихся с глинами.

Люминесцентно-битуминологические исследования позволили установить в среднеюрских отложениях с признаками нефти высокую концентрацию Cорг гумусового типа (до 3-4 %), ХБт (до 0,3 %) при незначительном СББт (до 0,0006 %), что указывает о невозможности продуцировать жидкие УВ. При этом глинистые разности содержат примерно равное количество ХБт и СББт (до 0,04- 0,08 %) нейтрального и кислого типов. Резкое преобладание в песчаных отложениях ХБт над СББт свидетельствует о ярко выраженной вторичной битуминозности, наложенной на сингенетичную. Седиментация отложений происходила в условиях формирования складчатой системы Южного Урала и медленном опускании востока Прикаспийской впадины, в основном, в окислительной обстановке мелководных озер и болот с высокой концентрацией окисного железа (до 99,3 %), закисного (0,69-1,13%) и сульфидного (0,09-0,54%) в условиях теплого гумидного климата, когда отлагавшиеся осадки с бурыми углями не опускались на большую глубину. Поэтому зерна кварца не подверглись структурным изменениям, полевые шпаты оказались пелитизированы, а монтмориллонит полностью заместился каолином. Железистые неустойчивые минералы в результате химического выветривания освобождали .большое количество железа (до 5-7 %), что в условиях кислой окислительной среды привело к образованию сидерита. Открытая пористость песчаных пластов на многочисленных соляных куполах составляет 20,3- 43,6% при проницаемости (0,10-6,9) • 10^-12 м² и нефтенасыщенности 80-88 %.

Исследования степени катагенеза ОВ среднеюрских отложений востока Прикаспия, выполненные В. И. Горшковым и Т. П. Волковой, показали, что преобразованность ОВ незначительна и изменяется в узких пределах. При глубине залегания этих отложений до 1000-1100 м катагенез ОВ по отражению витринита повсюду остается на подстадии ПК2 (по Н. Б. Вассоевичу). Максимальная палеотемпература не превышала 70 °С, т. е. степень созревания и преобразованности ОВ была явно недостаточной для проявления и развития в породах процесса нефтеобразования, чем также подтверждается вторичность залежей нефти в этих породах.

Нефти среднеюрских отложений на Кенкияке, Кумсае, Кокжиде, Мортуке, Тасши, Акжаре, Каратюбе, Каскыртау, Коскуле, Тамдыколе и Караганде вязкие и окисленные с плотностью 867,8- 977,9 кг/м³ при 20 °С, уменьшающейся по разрезу сверху вниз, сернистые (0,42-1,27 %), малопарафинистые и парафинистые (0,1-3,4 %) с температурой плавления парафина 47-56 °С, смолистые и сильносмолистые (10,0-16,9 %) при содержании асфальтенов 0,04-3,38 % и кокса 1,8-7,7 %. Нефти почти лишены легких фракций и являются масляными с выходом масел 30,4-65,1 %; при этом из масел получают лучшие арктические масла с температурой замерзания до -60 °С. Начальная температура кипения изменяется от 89 до 243 °С, выход фракций до 200 °С не превышает 17,5%, а при 300 °С составляет 11,0-43,5%, газовый фактор варьирует от десятых долей до 5,9 м³/т. По углеводородному составу нефти метаново-нафтеновые (86-93 %), элементарный состав (%) определяется: С - 86,2-86,5; Н - 12,9; О до 0,1 и N - 0,07-0,12.

Дебит нефти от 1,1 м³/сут на Кумсае до 27,3 м³/сут на Копе, пластовая температура 18-25 °С.

Нижнемеловые морские валанжинские и готеривские, континентальные барремские, морские аптские и, в основном, пролювиальные альбские песчано-глинистые отложения общей толщиной до 685 м в сводах, на крыльях и в грабенах многочисленных куполов выходят на дневную поверхность. Отложения каждого стратиграфического комплекса эрозионно перекрывают нижележащие породы: валанжинские - верхней и средней юры, готеривские - валанжинские, барремские - готеривские, аптские - барремские и альбские - аптские. Отложения характеризуются следующим содержанием (%): Сорг до 0,41; ХБт 0,000313- 0,005; СББт 0,000625-0,005, гуминовых кислот 0,01-0,02, что свидетельствует о неспособности отложений генерировать жидкие УВ. Однако на куполах Кенкияк, Мортук, Акжар, Каратюбе, Тасши, Копа и других, где отложения имеют различные признаки нефти, наблюдается высокое содержание ХБт (до 0,32%) и СББт (до 0,00313-0,12%). Тип битума нефтяной, маслянистый, указывающий на наложение миграционной битуминозности на сингенетичную, при которой битум в отложениях был кислый.

Залежи нефти в нижнемеловых отложениях приурочены к прослою песчаника в готеривских породах, песков (до 38-51 м) в основании барремского и аптского ярусов, а в песках альбского яруса имеют место киры - нефтебитуминозные породы, содержащие до 90 % обломочного материала, главным образом, кварца и полевых шпатов. Коллекторские свойства нефтеносных отложений определяются открытой пористостью 10,8-41,8 % при проницаемости (153-5,68) • 10^-12 м² и нефтенасыщенности не более 74-78 %.

Нефти готеривского горизонта на Кенкияке, Тасши и Каратюбе имеют плотность 950- 912,4 кг/м³ при 20 °С, малосернистыё (0,26- 0,4 %), слабопарафинистые (0,43-0,76 %), сильносмолистые (23-34 %) с содержанием асфальтенов 0,35-0,45 % и кокса 2,8-3,0 %. Нефти керосиново-масляные с началом кипения до 238 °С и выходом фракций при 300 °С до 18-25 %, газонасыщенность не более 1,35 м3/т. Дебит нефти на Кенкияке и Каратюбе составлял 16 м3/сут, пластовая температура - до 17 °С.

Нефти барремского горизонта на Кенкияке, Мортуке, Тасши, Акжаре, Каратюбе и Копе окисленные и тяжелые с плотностью 910-947,9 кг/м³ при 20 °С, сернистые (0,27-0,84%), малопарафинистые (0,2-1,71 %) при температуре плавления 58 °С, сильносмолистые (21,1-46,0 %) с содержанием асфальтенов от 0,09 до 0,95 % и кокса 2,6-4,0 %. Нефти керосиново-масляные с началом кипения 208-246 °С и выходом фракций при 300 °С до 15,7 %, газовый фактор не превышает 2,31 м3/т. По углеводородному составу нефти нафтеновые (88%) с содержанием (%): С - 86,7; Н - 2,8; 0 - 0,06; N - 0,14. Дебит нефти на Кенкияке, Акжаре, Каратюбе и Копе не более 5 м3/сут.

Нефти аптского горизонта на Кенкияке, Акжаре, Каратюбе, Терсаккане и Копе окисленные с плотностью 904,7-956,7 кг/м³ при 20 °С малосернистые и сернистые (0,21-0,89 %), малопарафинистые и парафинистые (0,44-2,75 %) с температурой плавления 49 °С, сильносмолистые (28-40 %) при содержании асфальтенов 2,53-5,45 % и кокса 0,06-3,74 %. Нефти керосиново-масляные с началом кипения 159-247 °С, выход фракций при 300 °С достигает 23,5 %, газовый фактор отсутствует. Дебит нефти достигает 1,8 м³/сут.

Нефти альбских отложений на Акжаре, Кенкияке и Копе окисленные и тяжелые с плотностью 926,5-948,5 кг/м³ при 20 °С с содержанием серы 0,22-0,5 %, парафина 0,25-0,44 %, смол 2,9- 50 %, асфальтенов 0,24-0,3 % и кокса 4,2-4,6 %. Начало кипения 225-230 °С с выходом фракций при 300 °С не более 8 %. Газовый фактор отсутствует. Дебит нефти достигает сотен литров в сутки.

Подземные воды верхнепермских и нижнетриасовых отложений, изученные Ж. С. Сыдыковым и другими исследователями, хлоркальциевого типа, слабометаморфизованные (0,82-0,99) и преимущественно имеют высокую минерализацию (50,3- 293 г/л), что обусловлено, главным образом, прорывом отложений штоками каменной соли и последующим ее растворением подземными водами при их движении с востока на запад. Наиболее минерализованные воды находятся у соляных штоков, где в солевом составе резко преобладают хлориды натрия.

Газонасыщенность вод варьирует от 62 до 973 см³/л с наибольшей концентрацией в подошвенных водах. Водорастворенный газ в подошвенных и законтурных водах метановый и азотно-метановый с содержанием метана 55,6-79,2 %, а на далеких крыльях и в межкупольных зонах - азотный (75,7-97,6 %) с концентрацией биогенного азота 37-49 %. Возраст подземных вод, определенный гелий-аргоновым методом, для верхнепермских пород составляет 100-110 млн лет, а для нижнетриасовых не превышает 30-35 млн лет. Это свидетельствует о инфильтрационном происхождении подземных вод и весьма неблагоприятных гидрогеологических условиях для накопления и сохранения ОВ и его дальнейшего преобразования в УВ.

Подземные воды нижне- и среднеюрских отложений, в основном, гидрокарбонатного и сульфат-натриевого, частично хлоркальциевого типов с минерализацией 1,4-202,8 г/л при коэффициенте метаморфизации 0,88-1,9. Высокая минерализация вод установлена на крыльях соляных куполов (Акжар, Копа, Джаксымай и др.), где водоносный горизонт контактирует с каменной солью, а низкая - на Тасши и раскрытых куполах, где юрские отложения обнажаются на поверхности.

Газонасыщенность подошвенных и законтурных вод на Кенкияке, Кумсае, Кокжиде, Акжаре, Тасши, Каратюбе, Копе и других площадях составляет 25-775 см³/л при наибольшей концентрации в подошвенных водах, где газ водорастворенный метановый (74,3-91,4 %), а в законтурных и в межкупольных зонах азотный (67,5- 98,1 %). Абсолютный возраст вод, определенный гелий-аргоновым методом, оценивается в 0,2- 11 млн лет, что намного моложе вмещающих отложений и по геохронологической шкале соответствует плиоцену и четвертичному периоду. Изучение химического состава вод убеждает, что они находятся в зоне свободного водообмена в неблагоприятных гидрогеологических условиях для сохранения залежей нефти, а имеющиеся залежи претерпевают интенсивное разрушение.

Подземные воды нижнемеловых, готеривских, барремских и аптских отложений гидрокарбонатно-натриевого и сульфатно-натриевого типов пресные и слабоминерализованные (0,2-10,7 г/л) и лишь на отдельных участках, где они контактируют с каменной солью, воды хлоркальциевого типа с минерализацией до 31,7-117,1 г/л при общем коэффициенте метаморфизации 0,88-1,2, т. е. воды находятся в зоне активного водообмена. Газонасыщенность вод низкая (22-247 см³/л), при этом подошвенные воды метанового состава (83,8-86,9 %), а законтурные - азотного (86,6- 97 %). Возраст вод, датируемый по гелий-аргоновому методу, равен 0,1-2,6 млн лет, что соответствует четвертичному периоду.

Рассмотрение структурных, тектонических, литолого-фациальных, геохимических, палеогеотермических и гидрогеологических факторов с учетом избирательного нахождения залежей нефти на соляных куполах в различных стратиграфических комплексах верхнепермских и мезозойских пород позволяет вполне определенно утверждать, что залежи нефти во вмещающих отложениях вторичные, формирование которых произошло в конце меловой - начале палеоценовой эпох. В связи с этим залежи нефти формируются не только на сводах и крыльях соляных куполов, но и на отдельных блоках крыльев и в центральных грабенах в юрских-аптских отложениях и нефтебитуминозных пород в песках альбского яруса, что является анахронизмом по отношению вмещающих пород в виду невозможности продуцирования ими жидких УВ.

Между тем нефти верхнепермских, нижнетриасовых, юрских и нижнемеловых отложений различны по физико-химическим свойствам и составу с закономерным ухудшением их сверху вниз, что наглядно видно на примере многопластового месторождения Кенкияк с широким стратиграфическим диапазоном нефтеносности и связано с физико-химическими условиями залегания и сохранения в зоне гипергенеза. Однако геохимическое изучение нефтей под- и надсолевых отложений Кенкияка (таблица) и Каратюбе, их фракций и структуры углеводородных и неуглеводородных компонентов методами инфракрасной спектроскопии (ИКС), ядерного магнитного резонанса высокого напряжения (ЯМР), электронного парамагнитного резонанса (ЭПР) и газожидкостной хроматографии, проведенное впервые О. В. Барташевич и Э. А. Светлаковой, показало, что нефти в указанных породах, несмотря на внешние различия, относятся к единому генетическому типу, т. е. образовались в одной нефтематеринской толще и источником для залежей нефти в надсолевых отложениях являлись нефти подсолевых пород. Поэтому изотопный состав углерода (s¹³О) нефтей и их фракций в артинских надсолевых отложениях Кенкияка и Каратюбе, выполненный Т. А. Крыловой, имел одинаковые значения: -2,93 для артинских, -2,90 для верхнепермских, -2,95 для нижнетриасовых, -2,93 для среднеюрских. Кроме того палеофитологическое изучение этих же нефтей месторождений Кенкияк и Каратюбе, осуществленное А. М. Медведевой, позволило выявить вертикальные перетоки нефти из под- в надсолевые отложения, показателями которых являлось значительное содержание в верхнепермской нефти наряду с верхнепермскими, спор и пыльцы артинских пород; в нижнетриасовой наряду с последними спор и пыльцы верхнепермских и артинских; в юрской - юрских, нижнетриасовых, верхнепермских и артинских; в нижнемеловых - спор и пыльцы всех нижележащих пород. Изменение физико-химических свойств и состава нефтей по разрезу от нижнемеловых до артинских (см. таблицу) связано с влиянием вторичных процессов в зоне гипергенеза. В гипергенных условиях наиболее активное воздействие оказывает процесс биохимического окисления. Эксперимент биогенного окисления нефтей месторождения Кенкияк (исходной была нефть артинских отложений), выполненный Н. К. Норенковой, показал, что процесс окисления нефтей микроорганизмами сопровождался изменением их физико-химических свойств и группового состава. Так, нефть артинских отложений под воздействием микроорганизмов становилась идентичной природной нефти из верхнепермских пород, верхнепермской - природной из нижнетриасовых, нижнетриасовой - из среднеюрских, среднеюрской - оказалась сходной с нефтью из нижнемеловых отложений, еще раз доказав этим вторичность залежей нефти в надсолевых отложениях.

Установлением вторичности залежей нефти в стратиграфических комплексах верхнепермских и мезозойских отложений восточной части Прикаспийской солянокупольной области в связи с переинтерпретацией нефтепоисковых работ на изучение нефтеносности и открытие новых месторождений на соляных куполах должны определить методические особенности поисков залежей нефти в них. Изучение расположения соляных куполов с залежами и признаками нефти показывает, что они в той или иной степени локализуются вблизи зон разломов и тектонических нарушений в подсолевых породах или тяготеют пространственно к ним (рисунок). Это, в первую очередь, вызывает необходимость выявлять сейсморазведкой МОГТ, изучать и надежно трассировать зоны разломов и тектонических нарушений. При подготовке куполов под глубокое бурение детальными исследованиями МОГТ с помощью сейсморазведки необходимо изучить строение соляных куполов у зон разломов и тектонических нарушений и вблизи них, крутые склоны куполов и конфигурацию соляных штоков на возможность выявления соляных козырьков, под которыми, как на Южном Каратюбе, могут находиться залежи нефти в верхнепермских отложениях со значительными запасами. В первую очередь, следует детально изучить строение тех соляных куполов, которые в мезозойских отложениях содержат признаки нефти или нефтебитуминозные породы.

1. Генетическая взаимосвязь подсолевых и надсолевых залежей нефти в восточной части Прикаспийской впадины / О. В. Барташевич, И. Б. Дальян, В. И. Ермакова и др.- М.:Изд. ВИЭМСа, 1973.-№ 10.-С. 1-30.
2. Генетическое единство надсолевых и подсолевых нефтей восточной части Прикаспийской впадины / Ф. А. Алексеев, О. В. Барташевич, П. А. Крылова и др. // Сов. геология.- 1976.- № 9.- С. 108-112.
3. Дмитриевский А. Н. Терригенные компоненты верхнепермских и нижнетриасовых отложений восточной части Прикаспийской впадины // Пермотриас Русской платформы в связи с ее нефтегазоносностью.- М., 1969.
4. Дальян И. Б., Посадская А. С. Геология и нефтегазоносность восточной окраины Прикаспийской впадины.- Алма-Ата, Наука КазССР, 1972.
5. Яншин А. Л. Геология и нефтегазоносность восточной части Прикаспийской впадины и ее обрамления.- М.: Гостоптехиздат, 1962.

Geochemical sedimentation conditions of the Upper Permian and Mezozoic deposits in the East of the Pre-Caspian salt domes region, beeing not favarable for oil production, are given. Phisical-chemical features of oils from these deposits are different, they are getting better upward. Complex study of oils and theirs fractions of over-salt adn sub-salt rocks by mordern geochemical ways, including isotope carbon composition, has shown, that the oils belong to the single genetic type. Proving of secondary nature of over-salt oil pools has great importance for choosing of future oil prospecting works trend aiming at new fields discovering.

1 - региональные разломы подсолевых пород, ограничивающие Прикаспийскую впадину; 2 - тектонические нарушения в подсолевых породах; 3 - месторождения нефти в надсолевых отложениях; 4 - соляные купола с признаками нефти