|
УДК 553.98:551.24 |
|
|
|
© Г.Е.-А. Айзенштадт. 1998 |
НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ И РАЗЛОМНАЯ ТЕКТОНИКА ПРИКАСПИЙСКОЙ ВПАДИНЫ
Г.Е.-А. Айзенштадт (ВНИГРИ)
В данной статье предпринята попытка показать роль и практическое значение разломной тектоники в соляно-купольном бассейне Северного Прикаспия, проявленной в равной мере как на суше, так и в акватории.
Соотношения нефтегазоносности и разломной тектоники носят сложный многосторонний характер. Они определяются не только ролью трещиноватых зон в земной коре как путей миграции УВ, обеспечивающих формирование промышленных скоплений, но и их влиянием на генезис УВ. Последнее обусловлено внутренними напряжениями во вмещающих породах, периодически возникающими при региональных подъемах и опусканиях всей области и подвижках в отдельных блоках (Царев В.П., Черский Н.В., 1982; [5]).
Общеизвестна и структурообразующая роль дифференцированных движений блоков фундамента в вышележащих породах - приразломные, надразломные, штамповые, локальные поднятия и др. Для дизъюнктивно нарушенных районов обычны ловушки, экранированные плоскостями сбросов. С разломами связаны и процессы глубинного генезиса УВ (Кропоткин П.Н.; Порфирьев В.Б.; Кудрявцев Н.А., 1963). При прорыве флюидов по разломам с больших глубин породы подвергаются гидроразрыву; образуются новые системы микро- и макротрещин, в том числе и горизонтальных; низкопоровые, почти непроницаемые породы приобретают свойства высокоемких коллекторов. В Прикаспии основные этапы движений по разломам приурочены к периодическим инверсионным подъемам всего региона: в предпермское (предассельское) время, на рубеже перми и триаса, триаса и юры, в преднеокомское, предаптское, преднеогеновое время. С этими тектоническими движениями связано куполообразование, которое четко фиксируется размывами, стратиграфическими и угловыми несогласиями на сводах и крыльях куполов.
Далеко не все разломы в фундаменте, подсолевом палеозойском комплексе и вышележащих породах закартированы, хотя их наличие на глубине не подлежит сомнению. Поэтому возникает необходимость выявления возможно большего числа дислокаций в фундаменте и подсолевом комплексе, на присутствие которых указывают особенности развития соляной тектоники, данные геоморфологических наблюдений и другие признаки. Помогает анализ распределения фаций и колебаний мощностей древних осадков в региональном плане, поскольку известно, что разломы в регионе относятся к категориям долгоживущих. Движения по ним неоднократно повторялись в геологическом прошлом, что отразилось в процессах формирования соляно-купольных структур. Так, ориентировка их длинных осей, грабенов в сводах куполов и перешейков между куполами не является случайной, хаотичной, она подчиняется общеизвестной планетарной системе расколов земной коры: север - запад, север - восток, север - юг, запад - восток (Айзенштадт Г.Е.-А., Горфункель М.В., 1966). Эти ведущие направления проявляются в ориентировке соляных куполов в разных частях региона, что позволяет решать обратную задачу - по поведению соляных куполов выявлять положение в пространстве разломов, например, там, где они еще не установлены геофизическими методами. Именно этот метод и использовал автор.
Решение задачи в ряде случаев облегчается тем, что купола образуют ориентированные определенным образом цепочки. Так, в восточной части Уральской области находится гряда куполов (с юга на север) - Шиганколь, Миялы, Садыбай, Тортуан, Телсу (месторождение нефти), Кусай, Лубенский, Карабулак, Куагаш - меридионального направления с небольшими коленообразными изгибами протяженностью 210 км. Несколько восточнее протягивается еще одна гряда, которая на юге начинается в Атырауской области, и далее она прослеживается на север на 240 км параллельно первой. Ее слагают купола Казанкол, Барлыбай, Камыскол, Кызылсай, Жекендысай, Шингиз Южный (месторождение нефти), Шингиз, Сартсай, Алмазный, Отрадный Южный, Отрадный Северный. Подобное расположение поднятий является прямым указанием наличия на глубине разломов, отражающих ступенчатое проседание впадины. Подобное группирование куполов наблюдается и в других частях региона, хотя их цепочки не столь протяженные. Аналогичными структурами являются так называемые соляные "стены" длиной до 250 км в Северо-Германской впадине (Айзенштадт Г.Е.-А., 1965). Для решения поставленной задачи приходится наносить на карту длинные оси куполов и перешейков по данным сейсмо-, гравиразведки или с детальных геологических карт масштабов 1:25 000, 1:50 000 и др. и таким путем выявлять их соотношения с соседними структурами. Всего в исследуемом регионе насчитывается 1850 куполов (по списку автора); в действительности их больше за счет слабо изученных территорий.
Характер возникновения и размещения в пространстве солянокупольных структур в Прикаспийской впадине аналогичен таковому в ряде других солянокупольных бассейнов. Различия наблюдаются только в масштабах явления, стратиграфическом положении соленосного комплекса, его исходной, первоначальной мощности, напряженности регионального тектонического режима, характере обрамления (платформенное, складчатое), налагающего свой отпечаток на формирующиеся локальные формы. Во всех случаях проявляются дифференцированные по амплитудам движения отдельных блоков фундамента и вышележащих пород, подстилающих соленосный комплекс; механизм явления обусловлен специфическими свойствами галита, его способностью к пластическому течению в соответствующих термобарических условиях.
Известно, что в Северо-Германском бассейне (Айзенштадт Г.Е.-А., 1965) ориентировка солянокупольных поднятий подчиняется двум основным направлениям: рейнскому и герцинскому. В Румынии [1], в Плоештинско-Фокшанской впадине, соляные диапиры приурочены к сводам складок и тектоническим нарушениям. Соль, развитая в отложениях тортона (миоцен), в некоторых складках обнажается на поверхности. Складки приурочены к продольным региональным разрывам северо-восточного простирания, например, такие как Валя-Урсулуй, Кымпина, Рунку, Буштенарь; юго-восточнее находится вторая линия - Гура-Окница, Морень, Флорешти, Байкой-Цинтя. Здесь присутствуют и поперечные разрывы северо-западного направления. В Трансильванском бассейне общая мощность осадков достигает 5000 м, соль связана с отложениями тортона и залегает на глубине 2800-3200 м; ее мощность возрастает к центру бассейна (до 400- 600 м). Диапировые структуры находятся в краевых частях бассейна; в его центральной части - брахиантиклинали и куполовидные складки. Локальные поднятия располагаются параллельно региональным глубинным разломам северо-западного направления; имеются и поперечные разрывы северо-восточного простирания.
В Закарпатском прогибе, в Солотвинской впадине, также развита соляная тектоника; соль тортонская (тереблянская и солотвинская свиты). Для Днепровско-Донецкой впадины [2] характерны глубинные разрывы северо-западного направления; мощность соли - 1000 м и более. Соляно-купольные структуры локализуются в присбросовых зонах продольных разрывов; соль девонская и нижнепермская. Наибольшей активности соляная тектоника достигает в местах пересечения продольных и поперечных разрывов и зоне краевых ступенчатых сбросов.
Взаимоотношения крупных подсолевых поднятий и соляных куполов складываются по-разному. Карачаганакское месторождение охватывает площадь межкупольного прогиба, к периферии которого тяготеют купола Карачаганак, Кончебай, Сухоречка, Приуральный. На своде Тенгиза и кромке свода находятся купола Белес, Белес Южный, Белес Юго-Западный, Карасор, Карасор Восточный и др., образующие гряды северо-западного и северо-восточного направлений, отражающие малоамплитудные нарушения в теле карбонатного массива (Павлов Н.Д., 1991). Купола Пустынный, Тажигали, Каратон примерно повторяют контур Приморского подсолевого поднятия.
Также наблюдаются купола с выходом кепрока на дневную поверхность, указывающие на высокую напряженность тектонических процессов в этих местах. О возможном наличии дислокаций на глубине свидетельствуют резкие температурные аномалии в разрезах скважин, смена химического состава вод, газов, появления гелия, водорода и т.д. Наконец, многие речные долины следуют по направлениям разломов, заложенных еще в палеозое (ограничения Пачелмского авлакогена наследуют реки Большой и Малый Узень).
Если выявить таким путем хотя бы значительную часть реально существующих крупных нарушений, то оказывается, что концентрация месторождений УВ в надсолевых и подсолевых отложениях происходит или вблизи разломов, или на некотором удалении от осевой линии нарушенной зоны, поскольку движения блоков были связаны и с ответвлением от главного (магистрального) разрыва, или в наиболее простом случае - в зоне сбрасывателя основного нарушения. Примером может служить цепочка Тепловско-Токаревских газовых и газоконденсатных месторождений в северной внешней прибортовой зоне Прикаспийской впадины, границу которой образует нижнепермский бортовой уступ, приуроченный к одному из серии разломов ступенчатого погружения впадины. Продуктивны артинско-ассельские карбонатные отложения; имеется залежь и в филипповском горизонте кунгура. Принято считать эту группу ловушек барьерным рифом. По мнению Н.Н. Форша, их образование обусловлено эрозионной деятельностью многочисленных речных потоков, устремившихся с севера на юг при быстром опускании впадины, что вызвало расчленение бортового уступа на отдельные останцы размыва, коллекторы в которых значительно позже были заполнены УВ. Вмещающая толща карбонатных пород простирается далеко на север в Волго-Уральский регион. Нарушение (экран) является частью Волгоградско-Оренбургского разлома протяженностью 1500 км, который по отложениям мезозоя и кайнозоя прослежен И.И. Кожевниковым и др. в скважинах и шурфах: Токаревский сброс, Жадовский уступ (по отложениям палеозоя).
Для северо-западной части обрамления Прикаспийской впадины И.В. Грекова и Н.И. Ускова отмечают связь локальных структур, в том числе и продуктивных, с флексурами, приуроченными к разрывным нарушениям разной степени глубинности; изучено около 300 структур. В отношении продуктивности преимущество имеют поднятия, связанные с активными в новейшее время разрывами сквозного типа.
Нефтегазоносность, выявленная в цепочке Тепловско-Токаревских поднятий, прослеживается далее на востоко-северо-восток по северной внешней прибортовой зоне, вдоль Волгоградско-Оренбургской системы разломов. Здесь на площади Долинская в скв. 101 получен приток газа и конденсата в 270 тыс. м3/сут из терригенных отложений воробьевского горизонта живетского яруса среднего девона в интервале 5353-5393 м и нефти в интервале 5410-5452 м.
Восточнее, в границах Чинаревского выступа, по фундаменту открыто Чинаревское нефтегазоконденсатное месторождение. В основании разреза вскрыты породы протерозоя, на которых залегают грубозернистые осадки эмского яруса нижнего девона. Заканчивается подсолевой разрез артинским ярусом нижней перми. Отсутствуют карбонатные отложения московского яруса среднего карбона. По данным Б.Н. Москаленко, У.А. Акчулакова, О.Н. Марченко, Н.Г. Матлошинского и др. (1995), строение месторождения и история формирования поднятия представляются достаточно сложными. По данным сейсморазведки наблюдается региональное погружение фундамента на юг, в сторону Прикаспийской впадины с 5,0 до 6,5 км и на север до 5,6 км. По южному крылу структуры проходит высокоамплитудный сброс; северное крыло нисходит по системе ступенчатых сбросов. В своде выступа осадки фаменского яруса залегают на разновозрастных породах рифея-венда; таким образом устанавливается предфаменский перерыв. Седиментация протекала в условиях расчлененного дизъюнктивно-эрозионного рельефа. Колебания полноты разреза и мощностей отражают подвижки отдельных мелких блоков фундамента внутри Чинаревского выступа. В его своде в скв. П-3 Рожковская вскрыты красноцветные терригенные породы рифея-венда мощностью 450 м (забой 5355 м). В соседних скважинах на близких глубинах залегают породы франско-турнейского возраста или визейско-башкирского, например в скв. 8 в западной части выступа, что указывает на значительные амплитуды движений отдельных блоков.
Чинаревское месторождение локализовано на северном склоне одноименного выступа; ловушки тектонически-седиментационные, экранированные плоскостями сбросов и сходные с изученными в Бузулукской впадине. Нефтегазоносность приурочена к бийскому горизонту эйфельского яруса (газоконденсат), афонинскому горизонту живетского яруса (газоконденсат) среднего девона и турнейскому горизонту нижнего карбона (газоконденсат и нефть). На примере этого месторождения, как и многих других в Прикаспии, видно, что, несмотря на напряженное тектоническое развитие локальных структур, неоднократные глубокие размывы, несогласия и обилие дизъюнктивных нарушений, в разрезе сохраняются значительные скопления УВ, чему способствует наследование древнего структурного плана по фундаменту на протяжении всей геологической истории вплоть до новейшего времени.
Восточнее в этой же тектонической зоне находится месторождение Ташлинское, где в скв. П-25 приток газоконденсата составил 43,5 м3/сут из интервала 5366-5374 м в терригенных отложениях пашийского горизонта нижнефранского подъяруса верхнего девона.
Сходная картина в расположении цепочки месторождений по отношению к разломной системе наблюдается в зоне сбросов Виксбург (Техас), северо-восточной части Мексики и во многих других местах - в Калифорнии [4], районе Персидского залива и т. д.
В австрийской части Венского нефтегазоносного бассейна месторождения УВ располагаются вдоль разломов, в частности Штайнбергского, северо-восточного простирания, общего для всей этой Альпийско-Карпатской межгорной впадины (месторождения Адерклаа, Матцен-Бокфлисс, Хохенрупперсдорф, Гестинг, Маустренк, Санкт-Ульрих-Хаускирхен, Мюльберг и др.). Приуроченность скоплений УВ к линиям разломов и узлам их пересечения вполне закономерна, с ними связан генезис локальных структур (надразломные, приразломные); при блоковых движениях возникают ослабленные зоны, трещиноватые коллекторы; основные пути миграции УВ также приурочены к зонам разломов (трещины, заполненные асфальтитами, озокеритом и др.).
Во внутренней, опущенной по Волгоградско-Оренбургскому разлому прибортовой зоне, на Карачаганак-Кобландинском сводовом поднятии, протяженность которого достигает 200 км при ширине 30-50 км, находится Карачаганакское нефтегазоконденсатное месторождение. Фундамент под Карачаганаком фиксируется на глубине 6,5 км, амплитуда его выступа примерно 600-700 м; к западу и югу он погружается до 8,8-9,0 км. Площадь локального Карачаганакского поднятия по изогипсе -4600 м составляет 230 км2, по изогипсе -5200 м - 340 км2 и по изогипсе -5400 м - 434 км2. Поднятие асимметричное, северное крыло более пологое; структура вытянута в северо-западном направлении. Наиболее древними вскрытыми здесь осадками на глубине 5630-5754 м являются карбонатно-терригенные франско-эйфельские, во многом аналогичные изученным в Бузулукской впадине. Выше залегают карбонатные отложения фамена, нижнего и среднего карбона и нижней перми общей мощностью около 2000 м, образующие единый гидродинамически связанный резервуар, что доказано падением пластового давления в процессе опытно-промышленной эксплуатации. На глубине 4600 м под несогласно налегающими породами нижней перми находится сглаженная поверхность цоколя; в южной части она сложена породами нижнего карбона, а в северной - отложениями башкирского яруса.
Аналогичное явление отмечается и на Астраханском своде (Аристархова Л.Б.,1990), где наблюдается более глубокий размыв каменноугольных отложений на севере района: здесь отсутствуют не только верхнебашкирские отложения, но и прикамский горизонт нижнебашкирского подъяруса; фиксируется также и минимальная мощность (42 м) ассельско-артинских пород; в южной части Астраханского свода сохранились верхнебашкирские породы. Таким образом устанавливается, что отдельные блоки (массивы), подчиняясь толчкам снизу, периодически подвергались давлению сбоку, что приводило к их наклону и неравномерному размыву присводовых частей.
Свод подсолевой структуры располагается в межкупольной зоне, окруженной несколькими соляными куполами. Нижнепермско-каменноугольный резервуар находится на глубине 3350-5100 м; минимальная глубина залегания каменноугольных отложений - 4498 м; наибольшая эффективная мощность в отложениях нижней перми (биогерм) - 340 м, в каменноугольных отложениях - 467 м. Фильтрационно-емкостные свойства варьируют в широких пределах; отмечается их ухудшение к периферии и с глубиной. Карбонатные породы нижней перми отличаются резкой фациальной изменчивостью и колебаниями мощностей в интервале 550-800 м. Часть трещин заполнена твердым битумом. Высота каменноугольно-нижнепермской залежи превышает 1550 м; ВНК (условно) на уровне 5130-5160 м. На глубине 5650-5754 м выявлена залежь легкой нефти (0,784 г/см3) в отложениях среднего девона с содержанием H2S и меркаптанов соответственно до 0,03 и 0,01 против 3,6-3,8 и 3,97 % в каменноугольных и нижнепермских отложениях.
О напряженности тектонической обстановки в районе Карачаганака в преднеогеновое время свидетельствует высота прорыва соляных ядер окружающих куполов до глубины 150-250 м. Мощность соли в штоках достигает 4390 м, в межкупольных зонах - от 20 до 100 м.
Оренбургское нефтегазоконденсатное месторождение находится в области сочленения Волго-Уральской антеклизы, Предуральского краевого прогиба и Прикаспийской впадины. Фундамент погружается здесь с севера на юг от 3,3 до 5-7 км; подсолевые отложения залегают на 1,5-2,0 км выше, чем в Бузулукской впадине и Предуральском прогибе. Месторождение приурочено к Оренбургскому валу в северной части Соль-Илецкого выступа фундамента. Вал субширотного простирания, его размеры по изогипсе -550 м - 100х(18-22) км; амплитуда по крутому северному крылу ~ 700 м; с севера и юга проходят разломы, ограничивающие выступ фундамента. Карбонатные породы каменноугольного и раннепермского возраста подстилаются преимущественно терригенными отложениями ордовика; в скв.1 Красноармейская вскрытая мощность 2020 м. На западном и северном склонах Соль-Илецкого выступа фаменский ярус залегает с большим перерывом на бийском горизонте верхнего подъяруса эйфеля среднего девона; в своде выпадают девон и часть нижнего карбона. Допермский подъем и глубокий размыв (Уральская тектоническая фаза) охватили и этот район.
Я.Ш. Шафиро и соавторы(1978) привели убедительные доказательства формирования палеоподнятий на Оренбургском участке обрамления впадины в каменноугольное время; палеонтологически документированы предвизейский, предбашкирский, предверейский, предпозднемосковский перерывы.
Подробную характеристику дислокаций района Оренбургского вала и их возможной роли при формировании скоплений УВ можно найти в работах Н.Н. Яхимович (1996), которая развивает представления о господстве горизонтальных движений.
Суммарная мощность карбонатных пород, преобладающих в разрезах карбона и нижней перми, - 1125-1275 м, в том числе нижнепермских 800-900 м; мощность осадков кунгура возрастает к югу. На месторождении выявлены четыре газоконденсатные залежи в верейско-башкирских породах и нижней и верхней частях филипповского горизонта кунгура. Месторождение массивного типа; глубина залегания залежей 1400-1900 м; ГНК на уровне 1720-1756 м, ВНК на уровне 1770 м; содержание H2S - 4,57 %, СО2 - 0,83 %.
Даже по приведенным отрывочным данным о полноте разреза видно, насколько сложной и напряженной была тектоническая обстановка района Оренбургского месторождения. Вполне закономерным для этих условий является прорыв Соль-Илецкого соляного купола с выходом кепрока на дневную поверхность; всего здесь имеется 17 соляных куполов.
Тектонически напряженная обстановка в районе Астраханского серогазоконденсатного месторождения обусловлена положением Астраханского свода в юго-западной крайней части Астраханско-Актюбинской зоны погребенных поднятий, у контакта Русской платформы со Скифской плитой. Активные подвижки происходили здесь не только в связи с дислокациями герцинского возраста, но и в альпийское время. С юга и юго-запада к своду примыкает Каракульская ступень - узкая, сильно нарушенная, перемятая полоса северо-западного (Донбасского) простирания шириной 10-20-50 км (по А.Я. Бродскому и И.А. Миталеву); предполагается, что фундамент здесь находится на глубине 14-18 км. Южнее проходит региональный разлом - граница Большедонбасского прогиба. Для района, прилегающего к северному склону вала Карпинского, характерно развитие покровно-надвиговых структур в нижнепермских терригенных и терригенно-карбонатных породах, перекрывающих смятые в складки карбонатные породы каменноугольного возраста (автохтон) на глубине 3,5-4,8 км.
К северо-западу от Астраханского свода находится Сарпинский прогиб (грабен) с фундаментом на глубине 13-16 км, примерно на такой же, что и в прилегающих частях Прикаспия, в то время как на своде он прослеживается (по геофизическим данным) на глубине 6,5-7,0 км. Свод делится на право- и левобережную части по разлому, вдоль которого располагается долина Волги. Месторождение контролируется пологой Аксарайской складкой площадью 2760 км2 по изогипсе -4000 м, амплитудой 300 м. На Астраханском своде присутствуют верхнедевонские и нижнебашкирские карбонатные породы мощностью около 2000 м; допермский размыв привел к разрушению ранее существовавшей здесь залежи УВ. На размытой поверхности серпуховских осадков залегают продуктивные башкирские отложения мощностью 50-175 м, а выше - ассельско-артинские породы и соленосный комплекс кунгура. Ядра соляных куполов достигают высоты 3500-4000 м, их своды вскрываются на глубине 323-590 м под третичными и четвертичными отложениями. Глубина залегания залежи 3850-4100 м; эффективная мощность 176 м. Распределение фильтрационно-емкостных свойств имеет сложный характер, по всему разрезу обилие битумов. Свод Аксарайской складки осложнен несколькими эрозионно-тектоническими выступами. Температура на глубине 4000 м 110 °С, пластовое давление 63 МПа.
По данным Л.Б. Аристарховой и соавторов (1991), Астраханский свод разбит на отдельные блоки, испытавшие подвижки и в четвертичное время. Морфоэлементы в рельефе отражают простирание разрывных нарушений и трещиноватых зон. По сейсмическим данным внутри девонского комплекса установлены значительные колебания мощностей и глубин залегания отдельных горизонтов, обусловленные блоковым строением фундамента и облекающих его отложений. Аналогичное явление по девонским отложениям (материалы глубокого бурения) наблюдается на Карачаганаке. Одна из наиболее молодых фаз подъема на Астраханском своде фиксируется размывом палеогеновых отложений в предакчагыльское время.
Интересные наблюдения могут быть сделаны на примере тектонической обстановки в районе, прилегающем к группе надсолевых месторождений на юге междуречья Волги и Урала, в прибрежной зоне, к западу от Атырау. Здесь проходит разлом, к которому приурочен нижний меридиональный отрезок р. Урал, разделяющий Прикаспийскую впадину на западную и восточную части, существенно различающиеся рядом особенностей. Так, в ее западной опущенной части в межкупольных прогибах сохранились от размыва осадки палеогена и эоцена, а местами и олигоцена; подошва палеогена погружена на глубину 800-1700 м, а в некоторых межкупольных прогибах - на 2000-3500 м. В восточной половине Прикаспия, исключая крайний юго-восток, на доакчагыльскую поверхность выходят в основном меловые отложения, которые слагают наряду с более древними не только присводовые участки куполов, но и межкупольные депрессии.
Сюда же, несколько восточнее Атырау, подходит с юга-запада, из средней части шельфа Северного Каспия, Аграхано-Гурьевский разлом (шовная зона, поперечная к дислокациям кряжа Карпинского). Характерно, что в этом же районе, прилегающем к дельте р. Урал, находится скопление прорванных соляных куполов с выходом кепрока на дневную поверхность - станция N 2, Черная Речка, Кусанбай и др., появление которых вызвано исключительно активной соляной тектоникой в узле пересечения разрывов нескольких направлений, в том числе и западно-северо-западного (Азгирский разлом). Последний был описан В.С. Журавлевым и Ю.Я. Кузьминым (1960) по положению куполов, рост которых проявился в новейшее время - выходы отложений апшерона среди хвалынских, и наличию обнажений кепрока. После глубокого погружения в палеогеновое время при возросшей нагрузке со стороны вышележащих пород последовали инверсионные движения снизу в этой ослабленной сильно нарушенной зоне, вызвавшие выход соли на дневную поверхность в сводах куполов. Мощность палеогеновых пород в мульдах этого района - Абжель-Ракушинской и Кусанбай-Чернореченской - достигает 2000 м по сейсмическим данным, максимальная - 3300 м - установлена бурением в скв. П-24 в Тукбайской мульде (правобережье р. Урал).
К зоне Азгирского разлома или одной из оперяющих его ветвей, по всей вероятности, относится и известная температурная аномалия на площади Мынтобе; в скв. П-1 на забое 4660 м температура составила 208 °С, на глубине 4780 м - 208,5 °С, а по истечении 5 мес. простоя - 239 °С, что может служить указанием на наличие здесь крупного газового месторождения на глубине. Трасса Азгирского разлома проходит от Атырау на востоке через участок с прорванными соляными куполами (купола Атаманский, Черная Речка и др.), далее непосредственно по прилегающим к нему с запада промысловым площадям (купола Камышитовый, Камышитовый Юго-Западный, Ровное, Гран, Мартыши, Жанаталап Восточный), затем к западо-северо-западу по куполам Бегайдар Восточный, Бегайдар, Мынтоке Северный, Мынтобе (с температурной аномалией), Нурмагамбет, Торгайский (группа куполов, активных в новейшее время), Бесшоки, Ногайбай, Азгир Восточный, Азгир (кепрок на дневной поверхности), Колкудук, Олжатай; его протяженность примерно 330 км. Здесь же, на юге междуречья Волги и Урала, в приморской зоне в районе месторождений Забурунье, Октябрьское Южное, к юго-западу от Азгирского разлома, по ориентированным цепочкам соляных куполов намечаются нарушения северо-западного простирания: Октябрьское - Сарычагыл - Жангатай - протяженностью 70 км; затем Ганюшкино - Железнодорожный -Коневский - Казанский - Кум-Матан и др. протяженностью около 80 км; к последнему примыкает Имашевское подсолевое месторождение. Впервые на крупную тектоническую линию, названную позже Азгирской, обратил внимание И.Б. Ауэрбах (1871), протянув ее с запада на восток от района Большая Богдо, Баскунчак, Чапчачи, Бисчохо до выходов кепрока у Атырау. Позже о ее значении писали Барбот-де-Марни, И.В. Мушкетов и А.П. Карпинский, продолжив ее до Восточного Донбасса и далее на северо-запад.
В юго-восточной части Прикаспия обнаружены два других примечательных по многим параметрам месторождения - Тенгизское и Королевское. Тектоническая обстановка в районе их расположения и развития также представляет большой интерес в связи с исследуемой проблемой. Тенгизское нефтяное месторождение (Айзенштадт Г.Е.-А., 1992) находится в Эмбинском районе Атырауской области в 15-20 км от восточного побережья Каспия. Оно входит в группу подсолевых эрозионно-тектонических поднятий в северо-восточной части побережья (с севера на юг) - Чапаевское, Каратон, Тажигали, Королевское, Южное, слагающих единый массив, западная часть которого скрыта в акватории; это так называемая Приморская группа поднятий; размеры массива примерно 100x120 км. Кровля карбонатного подсолевого комплекса находится на глубине 3650-4000 м, погружаясь к северу от Каратона и югу от Тенгиза до 5,0-5,6 км. В своде Тенгиза она вскрыта в скв. 1 на глубине 3964 м, в скв. 108 на отметке -3810 м. Размеры свода по изогипсе -4200 м - 13x15 км; по изогипсе -5900 м - 26,5x31,5 км; амплитуда около 2100 м. Тенгиз - изометричное поднятие с крутыми склонами; на его морфологии не отразилось внутреннее строение; оно отличается субгоризонтальным залеганием известняковых толщ среднего карбона-верхнего девона. По данным Г.А. Фадеевой и В.М. Котельникова, на западном, северном и южном склонах структуры установлены древние оползни. По Н.Д. Павлову, нарушения фиксируются и в теле поднятия (материалы бурения и сейсморазведки 3D). Весь этот район, включая Тенгизский и Каратонский блоки, располагается на периклинали Южно-Эмбинского погребенного поднятия (вала) восточно-северо-восточного простирания, испытавшего инверсию в допермское (предассельское) время; его свод рассекает глубинный разлом, отделяющий Прикаспийскую впадину от Устюрта. Восточнее Приморской группы поднятий проходит субмеридиональное нарушение - граница этой группы и Тугаракчанского прогиба.
Южно-Эмбинский вал погружается достаточно круто к западу в сторону акватории; на своде в скв.7 Туресай кровля верхнефаменских отложений вскрыта на глубине 2364 м; там же в скв. 1 Жанасу она встречена на глубине 2100 м. В Приморской зоне, на Каратоне в скв.З, одновозрастные известняки фамена пройдены в интервале 5146-5506 м, а на Тенгизе в скв.52 известняки верхнего девона вскрыты на глубине 5377 м. Допермский инверсионный подъем, охвативший весь регион, привел, судя по различным глубинам размывов каменноугольных отложений в сводах локальных структур Приморской группы, к смене общего наклона вмещающего их карбонатного массива с южного в сторону Устюрта (до инверсии) на противоположный - северный в сторону внутренних районов Прикаспия. Этим подчеркивается интенсивность тектонических движений в данном районе, содействовавших формированию уникальных скоплений УВ. В то же время этот подъем привел к полному размыву средне-каменноугольных отложений на Каратоне; на площадях, расположенных южнее, он имеется. Не исключено, что именно это обстоятельство обусловило отрицательный результат поисковых работ в подсолевом комплексе на данной площади.
Тенгизское месторождение открыто в 1979 г.; этаж нефтегазоносности превышает 1600 м, тип залежи массивный, продуктивность связана со средне-, нижнекаменноугольными и верхнедевонскими известняками преимущественно обломочными, чистыми; на каменноугольных отложениях с резким несогласием залегают артинские карбонатно-глинистые породы мощностью до 100 м, затем региональный флюидоупор - соленосный комплекс кунгура и обычный для региона надсолевой этаж - верхняя пермь, мезозой и кайнозой. Характерна высокая степень неоднородности коллекторов; фильтрация происходит по трещинам; часть скелета известняков всех разностей составляют твердые битумы из группы керитов (импсониты, антраксолиты), их содержание от 1-2 до 18-20 %, это остатки УВ первой генерации (до-пермской). Среднее значение ВНК на уровне 5350 м, плотность нефти 0,785-0,802 г/см3, газовый фактор 300-600 м3/т, СО2 в газе 2,16 %, H2S в отсепарированном газе 19,8 %, АВПД более чем в 2 раза превышает гидростатическое; начальная пластовая температура в каменноугольных отложениях 121 °С. По данным В.Г. Пономарева, основной режим вытеснения нефти упругозамкнутый, установлена гидродинамическая связь всех пластов.
Мощности отдельных стратиграфических подразделений палеозоя в своде Тенгиза выдерживаются и совпадают с их возрастными аналогами на Каратоне, Тажигали, Королевском. Этим подтверждается первоначальная принадлежность всей этой группы разобщенных локальных поднятий к единому карбонатному массиву, позднее разбитому на отдельные блоки (еще в допермское время).
Нефтяное месторождение Королевское находится к северо-востоку от Тенгиза на структурном перешейке, соединяющем Тенгиз с Каратоном. По отражающему горизонту П-1 оно представляет собой брахиантиклиналь; размеры по изогипсе -4600 м - 4,5x8,5 км, по изогипсе -5000 м - 6x9 км, амплитуда 1115 м; в южной части свода имеются два локальных поднятия высотой 100 и 200 м. Вскрыты породы от верхнеартинских до верхнедевонских, наиболее древние из них - известняки данково-лебедянского горизонта фамена, сгустково-комковатые, перекристаллизованные, трещиноватые (скв. 12, интервал 5343-5350 м). Терригенно-карбонатные породы верхнеартинского подъяруса вскрытой мощностью 244-528 м в своде поднятия залегают на размытой поверхности известняков башкирского яруса; их кровля вскрыта на глубине 3869 м. По отражающим горизонтам в каменноугольных отложениях внутри массива породы залегают горизонтально, что характерно для эрозионно-тектонических останцев. На крутых склонах, западном и восточном, имеются древние оползни (сбросы). По данным бурения Тенгизское и Королевское месторождения изолированы друг от друга.
Приведем характеристику нефти из скв.10, с глубины 4766-4795 м: плотность 0,79 г/см3, температура застывания -40 °С, вязкость при 20 °С - 2,1 мПа-с, содержание парафина 2,1%, серы 0,35 %, смол 2,0 %, асфальтенов 0,01 %, начало кипения 44 °С, выход легких фракций до 200 °С - 48 %; дебиты высокие, ВНК на уровне 5070 м. В надсолевых отложениях, перекрывающих эту площадь, на соляном куполе Атанак имеется небольшая непромышленная залежь нефти в породах нижнего мела.
Сопоставление кратких характеристик основных наиболее значительных месторождений Прикаспия - Карачаганакского, Оренбургского, Тенгизского, Королевского, Астраханского, их строения и некоторых геотектонических особенностей обстановки генезиса позволяет выявить общие черты сходства (элементы подобия), несмотря на то, что их разделяют многие сотни километров.
1. Важнейшая особенность этой группы месторождений связана с их местоположением в узлах пересечения основных тектонических линий по периферии Прикаспийской впадины у границ с соседними крупными активными тектоническими элементами - Волго-Уральским регионом, Предуральским прогибом. Уральской складчатой областью, Туранской плитой, Скифской платформой, дислокациями кряжа Карпинского. Именно это обстоятельство наряду с высоким УВ-потенциалом осадочного комплекса Прикаспия определило их уникальную продуктивность. Движениям по разломам подвергались не только вмещающие крупные поднятия - Астраханский и Приморский своды, Карачаганак-Кобландинский вал, Соль-Илецкий выступ, но и локальные структуры (блоки) – Аксарайская складка, Оренбургский вал, Тенгиз, Королевская, Карачаганак.
2. На протяжении геологической истории от девонского времени до последних интенсивных движений преднеогенового этапа здесь как минимум дважды возникали благоприятные условия для генерации, миграции и накопления УВ -предпермская и послепермская фазы генерации. Накоплению и сохранению УВ способствовали древний план заложения локальных структур на блоках фундамента и наследование ими этого структурного плана, по крайней мере, с девона вплоть до новейшего времени. Негативная сторона этой тенденции проявилась в предпермское время (Уральская тектоническая фаза), когда при очередном подъеме были снесены осадки верхнего и часть среднего карбона вместе с заключенными в них УВ, от которых в подстилающих каменноугольных отложениях в больших количествах остались твердые битумы, снижающие фильтрационно-емкостные свойства (импсониты, асфальтиты - гильсониты, кериты, по П.А. Карпову (1985), Р.А. Твердовой (1990).
3. Амплитуды подъемов и проседаний были достаточно большими. Детальные литолого-стратиграфические исследования, выполненные, в частности, на материале Карачаганака (Ильин В.Д., Кленина Л.Н., Зиньковский В.Е. и др., 1990), выявили перерыв амплитудой от упинского горизонта нижнего турне до тульского горизонта среднего визе, с резким контактом между турне и визе. Выше по разрезу осадки башкирского яруса залегают со стратиграфическим несогласием на протвинских (серпуховских) отложениях, выпадает значительная часть верхнесерпуховских слоев (запалтюбинский и воскресенский горизонты).
4. Внешние структурные формы каждого из этих месторождений связаны с разрывными нарушениями, сбросами той или иной амплитуды; фиксируются они и внутри карбонатных блоков по данным детальных сейсмических исследований (3D) (Павлов Н.Д.,1991), бурения и геоморфологическим наблюдениям; отражаются они на условиях разработки в разных частях блоков. Таким образом, формирование месторождений происходило не только в региональной тектонически активной, напряженной обстановке, но каждое из них в отдельности участвовало в этих движениях, испытывая толчки со стороны блоков фундамента; наличие разрывов установлено в подсолевых породах Тенгиза, Астраханского поднятия и др.
5. Литолого-фациальный состав карбонатных пород, слагающих эти поднятия, отличается невыдержанностью, непостоянством физических свойств, обусловленными седиментацией в мелководной шельфовой обстановке, преобладанием и формой скоплений тех или иных органических остатков - фитогенных, зоогенных (водорослей, фораминифер, мшанок и др.).
6. Продуктивность этих месторождений связана с теми же одновозрастными нефтегазоносными толщами, что и в Волго-Уральском регионе - девонской, каменноугольной, нижнепермской; в Астрахани девон еще не вскрыт.
7. Еще одной характерной особенностью всей группы месторождений является весьма высокое содержание в составе флюидов кислых компонентов. Так, в Астраханском серогазоконденсатном месторождении присутствуют: H2S - 20-24 %,СО2 - 20-22 %, в водорастворенных газах кислых компонентов -70-90 %; в Тенгизе в отсепарированном газе H2S - 19,9 %, СО2 в составе газа -2,16 %; в Карачаганаке в свободном газе H2S - до 4 %, СО2 -до 6 %; в конденсате H2S - до 6 % и СО2 -1-2 %.
8. Исключительно важной в практическом отношении особенностью таких месторождений, как Тенгизское, Королевское, Карачаганакское, является сочетание высокоамплитудных ловушек и залежей массивного типа в карбонатных породах, пронизанных трещинами разных направлений, в том числе вертикальных и горизонтальных (поверхности расслоения), заполненных на разных глубинах флюидами различного фазового состояния (газ, газоконденсат, нефть) при весьма высоком конденсатном факторе, в условиях АВПД. Эта природная среда требует особенно осторожного и продуманного подхода при определении системы разработки; поспешность, проявленная в этих условиях, как показал опыт эксплуатации Оренбургского месторождения, приводит к потере пластовой энергии и многих миллионов тонн УВ. Некоторые опасения по этому поводу применительно к Карачаганаку высказаны в статье С. Курманова [3]. Ранее этой проблемой занимался В.В. Семенович (1990).
В связи с предстоящим постепенным переходом к освоению все более широких пространств, прилегающих к бортовым зонам Прикаспия, их более глубоких частей возникает необходимость в трассировании крупных протяженных дизъюнктивов и узлов их пересечения в подсолевом комплексе, выявлении прилегающих блоковых поднятий с последующим их оконтуриванием. Безусловно, важным является изучение рельефа фундамента; известно, что все основные наиболее значительные скопления УВ в регионе приурочены к его выступам.
Преобладание в регионе общей тенденции к погружению содействовало последовательной мобилизации новых порций УВ с больших глубин, а также из тех толщ, генерационный потенциал которых не был израсходован полностью на предыдущих этапах нефтегазообразования. Повторные движения блоков фундамента по разломам обеспечивали поступление глубинного тепла по ослабленным зонам и стимулировали процессы преобразования ОВ окружающих пород. Значение этих благоприятных факторов возросло с появлением регионального флюидоупора - кунгурской галогенной толщи. В этих оптимальных условиях исключительно высокий нефтегазоматеринский потенциал палеозойских пород, выполняющих впадину, с учетом общей выдержанности их состава на больших расстояниях позволяет выявить здесь ряд новых крупных скоплений УВ на глубинах, определяемых техническими возможностями.
1. Доленко Г.Н. К вопросу о закономерностях распространения солянокупольных структур в нефтегазоносных провинциях //Геология и полезные ископаемые соленосных толщ. - Киев, 1974. - С. 14-25.
2. Кабышев Б.П., Шевченко А.Ф. Использование методов математической статистики для оценки концепций соляного тектогенеза //Тектоника провинций горючих ископаемых. - Киев, 1977. - С.70-75.
3. Курманов С. Методы освоения Карачаганака вызывают тревогу специалистов //Нефть и капитал. - 1995. - № 3. - С.58-59.
4. О некоторых критериях локального прогноза месторождений нефти и газа (США, штат Калифорния) /Дж. Грей, А.Н. Дмитриевский, О.Е. Скира, Ф.С. Ульмасвай // Докл. РАН. - 1993. - Т.331, № 2. - С.203-204.
5. Царев В.П., Сороко Т.Н. Влияние механических полей на преобразование ископаемого органического вещества //Органическое вещество современных и ископаемых осадков. - М., 1985. - С. 152-157.
Based on tha analysis and summarization of factual data about hydrocarbon accumulations distribution within the Peri-Caspian depression and its framing it is established a close relation with a predominant system of fault-block tectonics in the basement and rocks of the subsalt Paleozoic complex responsible for oil and gas-forming and oil and gas-accumulating processes.