Прикаспийская нефтегазоносная провинция

Прикаспийская нефтегазоносная  провинция

Прикаспийская впадина, площадь  которой более 500 тыс. км2, занимает краевое  положение в пределах юго-восточной  части Восточно-Европейской платформы. Западная и северная границы впадины проводятся по нижне-пермскому тектоно-седиментационному карбонатному уступу, отделяющему ее от Волго-Уральской провинции и Приволжской моноклинали. На востоке впадина обрамлена складчатыми сооружениями Урала и Мугоджар, на юго- западе - отделяется Донецко-Астраханским краевым швом от Скифской плиты. С запада и севера она ограничена областями неглубокого фундамента (3-6 км), поверхность которого к её центральной части увеличивается до глубин 15-20 км (рис.2).

Прикаспийская впадина по принятой схеме нефтегеологи-ческого  районирования соответствует одноименной  нефтегазоносной провинции. В историко-геологическом  аспекте она является областью длительного  интенсивного прогибания и мощного  осадконакопления. В центральной  ее части мощность осадочного чехла  превышает 20 км. Характерной особенностью разреза чехла является наличие  мощной (до 5 км)соленосной толщи нижнепермского возраста, разделяющий весь разрез на подсолевой и надсолевой структурно-формационные комплексы. Подсолевые отложения вскрыты  в различных районах прибортовых  зон Прикаспийской впадины, мощность их изменяется от 3 до 4 км в прибортовых  зонах, до 10 км в ее центральной части.

Мощные толщи осадочных  пород, содержащие огромные массы органического  вещества, при опускании на глубину  до 20-22 км, прошли через все стадии катагенеза, об-разовав большое количество углеводородов. Особенно это было свойственно  подсолевому палеозойскому ком-плексу пород, составляющему примерно половину всего осадочного чехла и подвергшемуся  наиболее значитель-ным и длительным погружениям. Эти геологические  осо-бенности позволяют рассматривать  данную краевую впа-дину, как генератор  углеводородов не только для рассматриваемой, но и для значительной части юго-вос-тока Русской плиты. Подтверждением этого  служит открытие по периферии впадины  и ее внутренним прибортовым частям газоконденсатных месторождений в  районе Оренбурга и Астрахани, а  также месторождений нефти, конденсата и газа в пределах внутренней бортовой части Прикаспия.

При общей направленности тектонических движений и по-гружению темп их менялся в пространстве и  во времени, что создавало благоприятные  предпосылки для широкого формирования гаммы различных фаций — от мелководных до глубоководных осадков. При этом контуры палеозойских бассейнов  были значительно шире современных  границ Прикаспийской впадины и  включали огромные территории юго-востока  Русской плиты и сопредельных герцинских гео- синклинальных зон.

Активная соляная тектоника  обусловила многообразие структурных  форм в надсолевых отложениях и связанных  с ними ловушек нефти и газа. Однако в этих отложениях, как правило, ловушки характеризуются незначительными размерами.

В подсолевых отложениях Прикаспийской  впадины выделяется ряд крупных  структурных элементов, которые  осложнены структурами более  низкого ранга: линейно-вытянутыми мегавалами, валами, куполовидными  поднятиями и рифогенными постройками. Наибольшее внимание привлекает разведка нефтегазоносности подсолевых отложений. Перспективы их связаны с карбонатными отложениями палеозоя внутренних бортовых зон Прикаспийской впадины. Сложное  строение подсолевых отложений,резкая изменчивость литологического состава, наличие многочисленных перерывов  в осадконакоплении и недостаточная  освещенность их бурением не позволяют  однозначно трактовать особенности  структуры и истории геологического развития Прикаспийской впадины. Именно этим объясняется существование  нескольких моделей строения подсолевого  комплекса.

В подсолевых отложениях Прикаспийской  впадины установлена региональная нефтегазоносность с преимущественной концентрацией запасов углеводородов  в небольшом числе крупных  месторождений в карбонатных  резервуарах. Природные резервуары нефти и газа приурочены к внутренним прибортовым зонам впадины. Развитие карбонатных коллекторов различных  типов зафиксировано в широком  стратиграфическом диапазоне: от среднего девона до артинского яруса нижней перми.

Накопление разновозрастных  карбонатных толщ подсо-левого палеозоя тесно связано с историей геологическо-го развития Прикаспийской впадины, прошедшей  в сред- недевонско-артинское время  этап прогрессирующего формирования глубоководной  котловины. Замещение мелководных  карбонатных отложений на относительно глубоководные происходит с формированием  седимен- тационных уступов различной  амплитуды: от первых со-тен метров до 2000 м. Наблюдается определенная зако-номерность в размещении областей карбонатного осадконакопления палеошельфов и участков формиро-вания органогенных построек и приуроченность их к по-ложительным  структурным элементам подстилающих бо-лее древних толщ.

Разведанные месторождения  углеводородов в подсолевом комплексе  Прикаспийской впадины приурочены к крупным седиментационным или  тектоно-седиментационным формам, сложенным  отложениями палеозоя. Открытые на ее территории месторождения нефти  и газа: Карачаганак, Жанажол, Тенгиз, Королевское и Астраханское связаны  с разновозрастными отложениями  карбонатных массивов. Месторождения  Карачаганак и Тенгиз приурочены к внут- рибассейновым рифовым  постройкам относительно не-большой  площади, но значительной высоты. Жанажол  и Астраханское — к шельфовым  отложениям карбонатной платформы.

Рассматриваемые месторождения, обладая чертами сходства геологического строения, отличаются составом пластовых  флюидов: Карачаганак — газоконденсатное с нефтяной «подушкой», Тенгиз —  нефтяное, Астраханское — газоконденсатное, Жанажол — нефтяное с газоконденсатной шапкой. В настоящее время установлены  закономерности распределения месторождений углеводородов различного фазового состояния в пределах Прикаспийской впадины. На восточном и юго-восточном бортах располагаются нефтегазовые и нефтяные месторождения; на остальной территории развиты и прогнозируются газоконденсатные и нефтегазоконденсатные месторождения.

Основные зоны нефтегазонакопления.

Открытые к настоящему времени в Прикаспийской впадине  месторождения газа, газоконденсата и нефти располагаются практически  по всему ее периметру, где широко развиты биогенные карбонатные  отложения девона, карбона и нижней перми.

На основе геолого-геофизических  материалов и анализа особенностей нефтегазоносности отдельных структурных  элементов в пределах Прикаспийской  впадины выделены основные зоны нефтегазонакопления: Уральская (Тепло- вская), Карачаганак-Кобландинская, Кенкияк-Жанажоль- ская, Тортайская (Южно-Эмбенская), Каратон-Тенгизская, Астраханская, Комсомольско-Лободинская  и Ровенско- Мокроусовская. Размещение зон нефтегазонакопления и возраст  их пород показан на рис. 3.

Уральская (Тепловская) зона нефтегазонакопления протяженностью более 100 км приурочена к северной бортовой зоне. Фундамент вскрыт на глубине 6-7 км, кровля подсолевых отложений — 3-4 км. Наиболее древними породами, вскрытыми  скважинами на глубинах более 4 км, являются отложения нижнего карбона, продуктивны  отложения нижней перми. В пределах этой зоны открыты несколько газоконденсатонефтяных месторождений (Западно-Тепло- вское,Тепловское, Гремячинское).

Западно-Тепловское газоконденсатонефтяное месторож-дение открыто первым, оно  является типичным для северного  бортового уступа Прикаспийской  впадины. Нефтяная залежь приурочена к  рифогенным известнякам артинского яруса и газовая часть - к доломитам  кунгурского. Состав газа преимущественно  метановый с высоким содержанием этана и пропана, нефть высокосмолистая, среднесернис-тая, парафинистая, плотностью 0,877 г/см3.

Карачаганак-Кобландинская  зона нефтегазонакопления приурочена к одноименной зоне поднятий в  северо-восточной части впадины. Протяженность зоны около 200 км, ширина — 30-50 км. Строение её по подсолевым отложениям изучено недостаточно. По данным сейсморазведки здесь прослеживается полоса выступов фундамента: Карачага- накского, Троицкого, Кобландинского и других, выделенных на глубинах 7-8 км. Карачаганакскому выступу  фундамента отвечает поднятие по отложениям терригенного девона. По материалам сейсморазведки и бурения в вышезалегаю- щей  толще среднего-верхнего палеозоя выделяется круп-ный рифогенный массив, сложенный  породами верхнего девона - нижней перми. Он имеет асимметричное строение и характеризуется субширотным  простиранием. Сводовая часть поднятия осложнена несколькими вершинами, амплитуда которых составляет 100-300 м. Внутреннее строение Карачаганакского поднятия характеризуется большой  сложностью, различными литолого-фациальными типами пород, присутствием мощной рифогенной толщи и наличием глубокого предпермского размыва.

В западной части Карачаганак-Кобландинской  зоны неф-тегазонакопления открыто  крупное Карачаганакское неф-тегазоконденсатное месторождение. Залежь приурочена к  ловушке рифогенной природы и  связана с карбонатными отложениями  палеозоя. Нефтегазоконденсатная залежь массивного типа имеет нефтяную оторочку.

Кенкияк-Жанажольская зона нефтегазонакопления приурочена к  восточному борту Прикаспийской  впадины и занимает южную часть  Енбекского и северную часть Жаркомысского  выступов фундамента, охватывая территорию распространения карбонатных каменноугольных  отложений. Для Кенкияк- Жанажольской зоны нефтегазонакопления характерно многоярусное строение с несовпадением  структурных планов по отдельным  нефтегазоносным комплексам. В пределах Кенки- як-Жанажольской зоны нефтегазонакопления  выявлены Кен- киякское и Кожасайское  нефтяные, Жанажольское и Урихтау- ское нефтегазоконденсатные месторождения, промышленная продуктивность которых  связаны с карбонатными каменноугольными отложениями и в меньшей мере - с терригенными породами нижней перми.

Анализ строения природного резервуара верхней залежи Жаножольского  месторождения свидетельствует  об увеличении эффективных мощностей  к своду поднятия, что подтверждает тектоно-седиментационную природу  структур, развитых в пределах Кенкияк-Жанажольской зоны нефтегазонакопления в карбонатных  отложениях.

Каратон-Тенгизская зона нефтегазонакопления  располо-жена в южной части Прикаспийской  впадины на северо-восточном побережье  Каспийского моря. Она приурочена к крупной девонско-каменноугольной  платформе, ослож-ненной рифогенными  высокоамплитудными постройками. Докунгурский разрез палеозоя Каратон-Тенгизской зоны сложен двумя толщами: терригенной  нижнепалеозойско- девонской и карбонатной  верхнедевонско-нижнепермско- го (ассельского) возраста, мощность которой постепенно увеличивается с севера на юг от 2 до 3,5 км.

В пределах Каратон-Тенгизской зоны нефтегазонакопле- ния открыты  три месторождения: Тенгизское, Королевское - нефтяные и Тажигалинское газонефтяное. Наиболее крупное месторождение  Тенгиз приурочено к крупному рифовому массиву изометричной формы, площадью около 400 км2. Нефть этого уникального  месторождения легкая —

0, 805 г/смЗ, малосмолистая (1,3%), низкосернистая (0,79%); газ, растворенный в нефти, представлен на 70% метаном, содержит 17% сероводорода. Для Каратон-Тен- гизской зоны характерно значительное превышение плас-товых давлений над гидростатическим в 1,8-2,0 раза.

Астраханская зона газоконденсатонакопления приурочена к одноименному своду, выраженному  по всем горизонтам подсолевого палеозоя и поверхности фундамента. Открытием  Астраханского газоконденсатного  месторож-дения здесь доказана продуктивность нижнебашкирских отложений. Наиболее древние породы подсолевого разреза, разведанные бурением, относятся к окскому надгоризонту визейского яруса. Они представлены органогенными известняками и реже доломитами, вскрытая мощность которых 455 м. На размытой поверхности карбонатных пород башкирского яруса с большим стратиграфическим перерывом залегают артинские отложения нижней перми, мощностью от 50 до 175 м. Они представлены кремнистыми аргиллитами с прослоями карбонатных пород. Мощность соленосных отложений кунгура в пределах соляных куполов достигает 3500-4000 м. В нижней части кунгурского яруса разреза присутствуют пачки терригенных и сульфатно-карбонатных пород мощностью до нескольких сотен метров.

Газоконденсатная залежь массивного типа, приуроченная к известнякам  башкирского яруса, характеризуется  ано-мально высоким пластовым давлением (63 МПа), пластовые температуры составляют 105-110° С. Флюидоупором залежи служат глинисто-кремнисто-карбонатные породы нижней перми, которые перекрыты  соленосной толщей кунгурского яруса  мощностью до 3-3,5 км.

Таким образом, рассмотренные  зоны нефтегазонакопле-ния приурочены к крупным тектоно-седиментационным структурам.

Месторождения углеводородов  подсолевого карбонатного комплекса  Прикаспийской впадины отличаются своеоб-разным составом флюидов, содержат соизмеримые коли-чества (в нормальных условиях) газообразных и жидких УВ. Они представляют собой газовые  залежи с исключительно высоким  газоконденсатным фактором, а также  залежи легкой нефти с высоким  газовым фактором.

Плотность конденсата на Астраханском месторождении составляет 0,812 г/см3 до 0,825 г/см3 в его нижней части  на глубинах свыше 5000 м. На месторождении  Жанажол на глубинах более 2500 м плотность  конденсата составляет 0,710-0,750 г/см3, четко  фиксируется утяжеление конденсата с глубиной.

На месторождении Тенгиз — установлено наличие легкой нефти — 0,805 г/см3 и очень высокий  газовый фактор 603 м3/т.

Содержание конденсата в  газе неодинаково: на Астраханском месторождении  оно составляет 417 г/см3; на Карача- ганакском 450 г/см3 в залежах нижней перми  и более 1000 г/см3 в отложениях нижнего  карбона; для верхней залежи месторождения  Жанажол характерны значения до 500 г/см3; в нижней залежи легкая нефть, плотностью

0, 817 г/см3. Газоконденсатные залежи характеризуются уникально высоким содержанием кислых компонентов. Суммарное их количество в северо-восточных частях впадины составляет 6-10%, юго-восточных — до 24% и юго-западных — до 50%. Из них на долю сероводорода приходится на северо-востоке впадины — 4-5%, на востоке — до 6%. максимальное содержание отмечено на юго-востоке до 20% и юго-западе — свыше 23%. Нефти подсолевого комплекса независимо от стратиграфической принадлежности близки по составу и физическим свойствам, плотность нефти меняется в пределах 0,805-0,840 г/см3.

Таким образом, высокие перспективы  нефтегазоносности подсолевых отложений  Прикаспийской впадины обусловлены  рядом факторов, среди которых  надо выделить:

1 наличие в разрезе мощных нефтегазоматеринских пород, характеризующихся в бортовых зонах высокой скоростью осадконакопления и обеспечивающих высокий генерационный потенциал;

2 пространственное совпадение выявленных зон нефте-газонакопления с очагами генерации углеводородов;