В Прикаспийской впадине имеются два основных нефтегазопродуктивных комплекса, разделенных галогенной толщей кунгура: подсолевой (докунгурский) и надсолевой (верхнепермско-мезозойский). Перспективным на обнаружение скоплений УВ считается комплекс докунгурских напластований. Однако ряд таких факторов, как меньшие глубины залегания возможных продуктивных горизонтов, отсутствие агрессивных компонентов, в газах и другие более благоприятные условия бурения скважин (что очень важно в связи с экономическими трудностями), стимулирует опоискование надсолевых отложений.

Поисково-разведочные работы на нефть и газ в надсолевых отложениях западной части Прикаспийской впадины начались в конце 40-х годов. "Пик" их приходится на конец 50-х - начало 60-х годов. В пределах Западно-Прикаспийского региона осуществлен значительный комплекс геофизических исследований и пробурено несколько десятков поисковых и параметрических скважин. Эти исследования привели к открытию лишь нескольких небольших месторождений УВ (Таловское, Старшиновское и др.), хотя нефтегазопроявления различной интенсивности установлены в большинстве поисковых скважин (М.М. Чарыгин, 1962). В ПГО Уральскнефтегазгеология возобновлено поисковое бурение в районе купола Камысты. Основанием для постановки работ послужили работы геофизических исследований МОГТ, проведенных УГЭ (Л.Е. Бучнева и др., 1984-1986).

К характерной особенности Джаныбекского района, расположенного в 70-80 км восточное западного бюртового уступа Прикаспийской впадины (рис. 1, а), относится гомоклинальное погружение в юго-восточном направлении практически всех сейсмогеологических границ осадочного чехла [2]. Однако на фоне этого погружения прогнозируется ряд ундуляций различного масштаба, генетически обусловленных, в первую очередь, гетерогенной (блоковой) структурой фундамента (см. рис.1,а). Гетерогенность фундамента связана с двумя основными ортогонально расположенными системами разломов: Пачелмско-Узеньской (раннерифейской) и Фурмановской (позднерифейской) (В.С. Журавлев, 1972). В ряде случаев ассоциации сочленения блоков формируют зоны относительного приподнятого залегания подсолевых границ, примерами которых могут служить Палласовский свод и Чижи-Узеньская зона, выделенная В.Л. Соколовым в 1983 г.

Рассматриваемый район находится между этими приподнятыми зонами и пространственно совпадает с Ново-Узеньским продолжением Пачелмского авлакогена. Гетерогенность подсолевого цоколя контролирует динамику структуры надсолевого комплекса. По данным статистического анализа расположения структур соляно-купольного структурно-тектонического этажа (В.Л. Соколов, М.О. Хвилевицкий, Ю.Б. Силантьев, 1975) установлена закономерность локализации межкупольных мульд, которая, вероятно, обусловлена первоочередным формированием межкупольных мульд по сравнению с развитием соляных куполов, для которых требуется более длительный срок "мобилизации" галогенных масс.

Очевидно, особенности мобилизации (интенсивность оттока пластичных масс и динамика формирования структур соляно-купольного структурно-тектонического этажа) обусловили образование четырех основных типов соляно-купольных структур: два типа соляных куполов (прорванные и погребенные) и два типа межкупольных мульд (бессолевые и солевые). Для прорванных (открытых) куполов обычно неглубокое залегание кровли соляного, штока. Погребенные купола характеризуются меньшей "зрелостью": более глубоким залеганием кровли соли, меньшими размерами; локализуются они преимущественно на соляных перешейках между куполами первого типа. Последнее отличает их от межкупольных соляных поднятий.

Для бессолевых (сквозных) мульд типично отсутствие галогенных образований и относительно глубокое залегание кровли нижней сульфатно-терригенной пачки кунгура (горизонт К). Солевые (несквозные) мульды отличаются мощной толщей галогенных образований и сравнительно меньшими размерами. Мульдам сквозного типа свойственно наличие парагенетического ряда структур: компенсационный прогиб, примыкающий к соляному штоку, - межкупольное внутрисоляно-мульдовое поднятие (рис. 2).

Очевидно, гетерогенность соляных структур вызывает структурную неоднородность подсолевого разреза. На фоне неоднородности проявляется и седиментационная неоднородность (табл.1.).

Как видно из таблицы, надсолевому разрезу присуща литолого-скоростная неоднородность, значительно снижающая информативность сейсмических исследований. Литолого-скоростная неоднородность дополняется и структурно-тектонической дислоцированностью надкунгурской толщи: в присводовых частях куполов и некоторых межкупольных мульд надсолевой комплекс разбит серией сбросово-взбросовых нарушений.

В Джаныбекском и смежных районах пробурены 22 поисково-разведочные скважины. В интервале пермотриасовых - нижнемеловых отложений установлен ряд нефтегазопроявлений на трех площадях Джаныбекского района.

По данным анализа этих нефтегазопроявлений и результатов исследований [1, 2] в надсолевом комплексе выделяют нефтегазоносные толщи, приуроченные к нижнетриасовым, средне-верхнеюрским и нижнемеловым образованиям. Кроме того, не исключается возможность вертикальной миграции УВ из докунгурских (подсолевых) отложений, главным образом, в районе сквозных мульд. Депоцентрами "надсолевого" нефтегазообразования являются мульды, прежде всего их центральные части, где потенциальные нефтегазоматеринские отложения попали в оптимальные для генерации УВ термобарические условия.

В качестве региональных и локальных флюидоупоров в пределах надсолевой толщи рассматриваемого участка выступают верхнетриасовые, нижнемеловые и палеогеновые глинистые пласты. Коллекторские горизонты приурочены к терригенным и карбонатным образованиям триаса, юры и мела. Потенциально УВ-аккумулирующие горизонты имеются и в верхнепермских отложениях (М.М. Чарыгин и др., 1962), но реализация их перспектив затруднена из-за больших глубин залегания.

Таким образом, в настоящее время подсолевые (послекунгурские) отложения - главный поисковый объект Казахской части западного сегмента Прикаспийской впадины. Отметим, что производственные организации концентрируют поисковое бурение на структурно-седиментационных объектах, примыкающих к соляным куполам. Следовательно, неопоискованными остаются перспективные объекты большей части межкупольных мульд.

По своей архитектуре межкупольные мульды характеризуются всесторонним экранированием заключенных в них пластовых резервуаров либо прогнутой поверхностью соли (в случае солевых мульд), либо обрамляющим барьером соляных гряд. Межкупольные мульды образуют естественные трехмерные пространства для аккумуляции УВ. Границы мульд в большинстве случаев совпадают с границами распространения приуроченных к ним природных резервуаров. Наблюдаемые во многих мульдах [3] структурные и стратиграфические соотношения выполняющих их напластований создают предпосылки для формирования ловушек тектонически экранированного, литологического и стратиграфического типов. Следовательно, межкупольным мульдам присуща широкая ассоциация ловушек (см. рис.2), которые могут быть выделены в особый тип - соляно-мульдовый (В.И. Соколов, Г.Н. Кричевский, 1970).

Наличие нефтяных и газовых скоплений в относительно замкнутой нефтегазовой системе определяется ее объемными параметрами, миграционно-дренажной характеристикой и способностью к аккумуляции УВ. Очевидно, эти величины обладают многомерными статистическими связями[2].

Результаты геолого-геофизических исследований (Л.Е. Бучнева, 1987; Ю.М. Гольдин и др., 1988; В.Г. Варламов и др., 1983) и проведенные авторами сейсмостратиграфические и геохимические реконструкции позволили составить исходную матрицу параметров, характеризующих объем, структуру межкупольных мульд, их генерационный и аккумуляционный потенциалы. В целях стандартизации этих параметров исходная матрица была преобразована в факторизованную (табл. 2).

Полученная матрица унифицированных значений параметров была подвергнута кластерному анализу. В результате проведенной кластеризации 13 межкупольных мульд были разделены на три группы (см. рис.1,б). Первая группа включает семь мульд: Южно-Таловскую, Северо-Таловскую, Северо-Петропавловскую, Южно-Ащеузекскую, Восточно-Жанатурмыскую, Западно-Камыстинскую и Южно-Камыстинскую. Вторая и третья группы состоят из трех мульд; вторая объединяет Ново-Джасылбайскую, Западно-Джасылбайскую и Била Западную; третья группа включает Западно-Каракалпакскую, Западно-Шерембетсайскую и Южно-Жанатурмыскую.

Как видно из рис. 1. б, межкупольные мульды первой группы сосредоточены преимущественно в северной части Джаныбекской площади. Мульды второй (Джаныбекской) группы локализованы в центральной части северной половины площади. Мульды третьей группы расположены в южной части рассматриваемого района; исключение составляет Каракалпакская мульда, окаймленная с юга и востока мульдами второй группы.

Установленная пространственная локализация, вероятно, имеет не случайный характер, так как хорошо корреспондируется с особенностями глубинного строения подсолевого цоколя (см. рис.1,а), обладающего сегментированной структурой. Очевидно, чем дальше от зоны Ново-Узеньского прогиба, фрагмента погребенной рифтовой структуры Пачелмского авлакогена, характеризующейся относительно активным тектоническим режимом, тем геодинамическая обстановка более спокойна. Параллельно с этим улучшаются и тектонодинамические условия для процессов образования и накопления УВ [2].

Возможно, сегментированный характер строения западной части внутриприбортовой зоны Прикаспийской впадины, отличающейся интенсивным развитием кросс-трендов северо-западного простирания, предопределял структуру седиментации подсолевых толщ. Так, зона повышенных мощностей пермотриасовых отложений выделяется в районе Ново-Узеньского прогиба (С.Г. Рябухина, 1988). В то же время данные кросс-тренда контролировали заложение погребенных русловых систем северо-западного простирания. Вероятно, эти системы способствовали локализации глинистых каталически активных минералов в районах мульд третьей группы. Другим благоприятным фактором для интенсивного газонефтеобразования является повышение теплового истока в пределах Восточно-Джаныбайской мульды: максимальные температуры по поверхности V горизонта достигают 70 С и более. По данным геотермических реконструкций (В.Г. Варламов и др., 1989; В.В. Костровский и др., 1985) прогреты южные участки Джаныбекской площади. Пересчет температур в градации катагенеза, проведенный на основе материалов O.K. Навроцкого и др. (1982), прогнозирует превращенность органического вещества на уровне МК₂ и МК₃ (по поверхности V горизонта) в районах мульд третьей и частично второй (Била Западная) групп.

Субширотная локализация мульд указывает на возможную их приуроченность к единому бассейну седиментации, центр которого располагается в южной части района исследований (или несколько южнее). Можно предположить, что центральные мульды прогнозируемого УВ-бассейна более перспективны. Очевидно, бассейн имеет пачелмское простирание и распространяется по крайней мере на 60 мульд (в 4-5 раз больше района исследований). Средний объем межкупольных мульд Джаныбекского района составляет 874 ± 122 км³, т.е. суммарный объем прогнозируемого "соляно-мульдового" бассейна превышает 50 тыс. км³. Этот объем осадочных напластований бассейна позволяет оценить начальные потенциальные ресурсы по данным объемно-статистического метода (А.Э. Конторович, М.С. Моделевский, А.А. Трофимук, 1979) в 100 млн. т УВ. Следовательно, каждая мульда третьей наиболее перспективной группы этого бассейна может сконцентрировать 2-10 млн. т УВ.

При 20-30% подтверждаемости прогнозируемых ресурсов и объемах поисково-разведочного бурения в 10-20 тыс. м в пределах конкретной площади эффективность последнего составит 10-20 т/м при начальных потенциальных ресурсах (НПР), равных 5 млн. т, что соответствует и даже превышает средний уровень эффективности подсолевого бурения в Прикаспийской впадине. Отметим, что величина НПР может оказаться большей из-за подтока "подсолевых" углеводородов. Наилучшие условия накопления и сохранения "подсолевых" и "надсолевых" УВ ожидаются в центральных неопоискованных бурением частях мульд, характеризующихся меньшей тектонической дислоцированностью, чем зоны примыкания к соляным штокам [3], являющиеся даже в настоящее время зонами концентрации буровых работ.

Таким образом, анализ геолого-геофизической информации указывает на большие перспективы центральных частей межкупольных мульд. Геолого-математическое моделирование позволило ранжировать межкупольные мульды по степени перспектив на нефть и газ, что имеет большое значение для планирования поисково-разведочных работ. Расширение этих исследований на большинстве межкупольных мульд Урал-Волга поможет наметить зоны и площади первоочередного проведения поисково-разведочных работ.

1. Айзенштадт Г.Е.-А., Кожевников И.И., Карпенко Ю.А. Нефтегазоносность надсолевых отложений Прикаспийской впадины //Нефтегазоносность Прикаспийской впадины и сопредельных районов. - М., 1987. - С. 71-74.
2. Комплексный анализ геолого-геофизической информации в Прикаспийской впадине/М.И. Хвилевицкий, О.М. Григорьева, Ю.Б. Силантьев и др.//Тр. ВНИИЭГазпрома, 1986.
3. Талбот К. Дж., Джексон М.И.Л. Соляная тектоника/УВ мире науки. - 1989. - № 10. - С. 40-50.

13 inter-dome synclines were differentiated according to degree of oil and gas perspectivity by geological-mathematical methods use. New type of hydrocarbon traps is proposed. It is connected . with pecularities of inter-dome synclines formation.

1 - разломы Пачелмско-Узеньской (а) и Фурмановской (б) систем; 2 - контуры структур (1 - Палласовский свод, 2 -Чижи-Узеньская зона поднятий, 3 - Ново-Узеньский прогиб); 3 - контуры соляных куполов; 4 - оси соляных гряд; 5 - контуры прогнозируемого единого надсолевого бассейна; 6 - межкупольные мульды: а - наименее перспективные, б - перспективные, в - наиболее перспективные; цифры в кружках - мульды: 1 - Северо-Таловская, 2 - Южно-Таловская, 3 - Северо-Петропавловская, 4 - Ново-Джасылбайская, 5 - Каракалпакская, 6 - Западно-Джасылбайская, 7 - Била Западная, 8 - Западно-Камыстинская, 9 - Южно-Камыстинская, 10- Южно-Ащеузекская, 11 - Восточно-Жанатурмыская, 12 - Западно-Шерембетсайская, 13 - Южно-Жанатурмыская

Рис. 2. Типовой разрез межкупольной мульды:

1 - основные сейсмические границы; 2 - поверхность соли; 3 - соляно-мульдовые ловушки; 4 - направления возможной миграции УВ из подсолевых (а) и подсолевых (б) отложений; МП - межкупольные поднятия; КМ компенсационные впадины; П₁ - первый подсолевый горизонт

Примечание: 1, 2- площади мульд по III и V сейсмогоризонтам; 3 - геотермический градиент; 4, 5 -степень катагенетической превращенности органического вещества, прогнозируемая по поверхности III и V сейсмогоризонтов; 6-8 - средние глубины залегания III, V и П₁ сейсмогоризонтов (горизонт П₁ отождествляется с поверхностью подсолевых отложений и в первом приближении может рассматриваться как нижняя граница сквозных мульд); 9 -объем надсолевых пермотриасовых отложений; 10 - наличие тектонических нарушений; 11 - интенсивность развития седиментационных объектов.