Четвертичная система. Формирование четвертичных отложений проходило в речных, морских, озерно-речных, озерных, эоловых условиях. В стратиграфическом отношении они расчленены на 4 горизонта: бакинский, хазарский, хвалынский и новокаспийский. Породы представлены в основном глинами серыми, светло-серыми, голубоватыми, бурыми, кварцевыми, буровато-желтыми. В верховьях р. Урал, Эмба отмечается наличие гальки и гравия.
1.4 Тектоника
В тектоническом отношении Прикаспийская впадина является отрицательной крупнейшей структурой Восточно-европейской платформы. Стратиграфический диапазон осадочного чехла-то кембрия до четвертичных включительно.
По фундаменту выделяются следующие тектонические элементы: Центрально-Прикаспийская депрессия, Актюбинско-Астроханская система поднятий и зоны бортовых прогибов вдоль границы Скифо-Туранской и Восточно-Европейской платформ на юге и Уральской складчатой системы на востоке. Это тектонические элементы ограничены крупнейшими региональными разломами. Среди них Аралсорско-Хобдинский, Эльтон-Индерский, Урало-Каспийский и другие.
Центрально-Прикаспийская депрессия характеризуется большой глубиной залегания поверхности фундамента до 22 км, она соединяется с Бельской седловиной Предуральского краевого прогиба.
Актюбинско-Астраханская система поднятий представляет систему относительно приподнятых выступов фундамента. Которые с юга на восток располагаются дугой вдоль Центрально-Прикаспийской депрессии и отделяют последнюю от южного и восточного прибортовых прогибов. Глубина залегания фундамента на этих поднятых достигает 7-8 км. Амплитуда поднятий-1,0-1,5,реже 2 км. Общая протяженность системы более 1000 км, ширина-от100 до 150 км.
Самым западным поднятием в этой системе является Астроханское, которое залегает на глубине 8 км, имеет размеры 20080 км, амплитуду 1,5 км. С востока оно отделено от Северо-Каспийского свода крупным мериодионально вытянутым тектоническим нарушением и Заволжским прогибом по фундаменту.
Северо-Каспийский свод так же, как и Астроханское поднятие, залегает на глубине 8 км. Он осложнен самостоятельными поднятиями, прослеженными на глубине 7.0 км-Кошалакским, Новобагатинским, Гурьевским и Бинкжальским. На юго-востоке Северо-Каспийский свод граничит с западной переклиналью Южно-Эмбенского прогиба, а на востоке с восточно-Прикаспийским сводом. В пределах последнего вдоль восточного борта впадины более, чем на 400 км, простирается крупная Жаркомысско-Темирская (Енбекская) зона поднятий фундамента. Восточнее этих выступов фундамента прослежен обширный Примугоджарский прогиб.
Восточно-Прикаспийский свод отделен от Биикжальского крупным разломом северо-западного простирания и Уильской ступенью. Согласно данным сейсмических исследований, поверхность фундаменто на Темирском и Жаркамысском выступах фиксируется на глубине порядка-7.0 км. Жаркамысский свод отделяет Центрально-Прикаспийскую депрессию от Примугоджарского прогиба, а Темирский сводЦентрально-Прикаспийскую депрессию от Остансукского прогиба. Глубина залегания фундамента в этих прогибах, отделяющих Прикаспийскую впадину от складчатых сооружений Урала, достигает 9-10 км. Поразмерам они значительно уступают Южно-Эмбенскому прогибу, где фундамент в наиболее прогнутой части фиксируется на глубинах 13-14 км. Южно-Эмбенский прогиб представляет желобообразную депрессию, где фундамент последовательно погружается с востока на юго-запад с глубин от 8 до 13-14 км. На бортах прогиба фундамента воздымается к северу-в сторону Актюбинско-Астраханской системы поднятий, к югу-с сторону Северо-Устюртской впадины до отметок -9,0 км. Данный прогиб осложняется мульдами-Приморской, Тугаракчанской и Жанасуйской.
По направлению к центральным районам Прикаспийской впадины от Астроханского-Актюбинской системы выступов фундамента, имеющей вид гигандского полукольца, погружения фундамента идет ступенчато. При этом к северу от Северо-Каспийского свода зафиксирован крутой уступ-Междуреченская ступень амплитудой 2-4 км и затем наблюдается плавное погружение в направлении к Центрально-Прикаспийской депрессии. В пределах ступени севернее Биикжальского поднятия по изогипсам-13-15км рисуется обширная Доссорская мульда.
В пределах западного и северного внутриплатформенных бортов. Прикаспийской впадины, структурная дифференциация поверхности фундамента не так выразительна, как в пределах Астроханско-Актюбинской системы поднятий. Причина этого явления кроется в различной генетической природе северо-западного и юго-восточного бортов впадины. Однако, при меньшей структурной выразительности приподнятые блоки фундамента выделяются в западной и северной внутренних прибортовых зонах в виде ступенеобразных террас на фоне общего погружения от бортов к центру депрессии. Среди таких приподнятых блоков-Узенский на северо-западе, а также Илецкий и Челкарский на севере.
Особенности залегания поверхности фундамента находят свое отражение в структуре вышележащих пород. Следует отметить, что Северо-Каспийское, Новобогатинское, Гурьевское и Биикжальское поднятия перекрываются преимущественно терригенными образованьями вероятно девоннижнепрмского возраста толщиной 2-2,5 км. Жаркамысский свод с запада перекрыт терригенными отложениями, на востоке частично перекрывается как терригенными, так и карбонатными отложениями. На Тамирском поднятии, наряду с Астроханским, получает развитие карбонатная постройка девонско-каменнугольного возраста. Карбонатные постройки. Жанажол-Кожасайской, Приморской, Кашаганской. Зон развиты над Примугоджарским и Южно-Эмбенским прогибами. Вместе с тем, значительная часть осадков палеозоя этих прогибов представлена терригенными образованиями.
Эти особенности строения региона обусловили разнообразие структур, ловушек, емкостно-фильтрационные и иные характеристики коллекторов.
Строение надсолевого комплекса
Надсолевая толща также делится на два структурных этапа пермский и триас-палеоген-неогеновый.
Тектоническое строение надсолевого комплекса во многом осложнено не только особенностями его формирования, но и повсеместно проявившимися процессами солянокупольного диапиризма.
Следует отметить, что в ряде солянокупольных областей соляные купола связаны с особенностями строения подстилающих толщ.
Кунгурский и триасовый комплексы представляют комплексы заполнения и характеризуются последовательным увеличением толщины от бортов к центру впадины.
Юрско-меловая толща, которая отлагалась в пределах практический компенсированного осадками бассейна, представляет толщу, погружающуюся от западного, северного и восточного бортов в южном направлении.При этом на общем моноклинальном фоне отмечаются локальные увеличения мощностей в пределах межкупольных пространств.
Столь сложная тектоно-седиментационная картина формирования Прикаспийской впадины, когда происходила неоднакратная перестройка ранее сформированного структурного плана позволяет предполагать отсутствие взаимосвязи тектоники надсолевого комплекса с более древними тектоническими элементами с одной стороны и вероятно, отсутсвие явно выраженных тектонических элементов (позиций,прогибы) по самому комплексу с другой. Последнее обстоятельство связано с повсеместным проявлением процессов солянкупольного диапиризма, обладающих определенной автономностью и слабо связанных с региональными тектоническими процессами.
Наряду с этим на восточном борту установлено наличие закономерно ориентированных вдоль борта линий соляных куполов. Поднятия закономерная ориентировка отмечается на юге вдоль северных склонов Южно-Эмбинского палеозойского поднятия.
Попытка проведения тектонического районирования надсолевого комплекса с использованием структурных карт по VI, V, III отражающим горизонтам проводились в разное время У.А.Акчулаковым (1973), О.С.Турковым (1970), А.Г.-Е.Айзенштадтом (1977), С.Б.Кочарьянц и др.
Выделенные вышеуказанными авторами тектонические элементы надсолевого комплекса существенно разнятся по всей конфигурации, размерами, степени достоверности.
В результате тектонические элементы, рассматриваемые одним автором как положительный элемент, у другого автора имеет обратный знак.
Связанно,это в первую очередь, с различным подходом авторов по учету воздействия солянокупольного тектогенеза на региональную структуру надсолевого комплекса.
Однако, как было упомянуто выше, в надсолевом комплексе в региональном отношении верхнепермский и значительная часть триасовых отложений залегают в межкупольных зонах и толщинах их увеличивается в направлении к центру впадины.
Юрско-меловая толща в целом же характеризуется раскрытостью впадины в южном направлении в сторону Устюрта и Северного Кавказа..
Распределение толщин юрско-мелового и верхнепермско-триасового комплексов имеют различный характер.
1.5. Нефтегазоносность
Перспективы нефтегазоносности исследуемого района, учитывая известную нефтегазоносность Прикаспийской впадины и близость к газоконденсатному Астраханскому месторождению, не вызывает сомнения.Нефте- и газопроявления установлены в районе оз. Баскунчак еще в 1948году. Прямые признаки нефтеносности обнаружены в кернах пород надсолевого комплекса при бурении скважины №1 Верблюжье, а также в керне надсолевых (триасовых) пород с глубиной 3906-3908м из параметрической скважины 1-Прибаскунчакской, то есть, непосредственно вблизи от исследуемой площади.
Практически почти по всей площади исследования при бурении на воду в скважинах встречаются газонассыщенные воды. В колодцах встречаются пленки нефти.
На сопредельных с территорией исследований площадях нефтегазовые залежи и нефтепрявления встречены практически по всему вскрытому скважинами разрезу до четвертичных включительно.
Признаки нефтеносности выявлены также в меловых отложениях. По данным ГИС разрез обладает хорошими коллекторами и покрышками.
Все это значительно повысило практический интерес к исследуемой территории.
Южно-Междуреченский НГР занимает центральную часть Южно-Прикаспийской НГО. Продуктивными являются триасовые, юрские и меловые отложения в присводовых частях соляных куполов, на межкупольных поднятиях и соляных перешейках, а также под карнизами соляных куполов.
По особенностям строения нефтяные залежи Южно-Междуреченского НГР мало отличаются от их аналогов в рассмотренных ранее солянокупольных районах Прикаспийской впадины, а среди других районов Южно-Прикаспийской НГО месторождения выделяются, в основном, присутствием в разрезе мощной неогеновой покрышки (400-600 м), сохраняющей мезозойские залежи от разрушения.
Глубина залегания продуктивных горизонтов составляет 0,2-1,1 км, пластовое давление - 2,0-11,8 МПа, пластовая температура - 30-44оС.
Рассмотренные материалы свидетельствуют о весьма разнообразных геологических условиях накопления УВ в недрах Западного Казахстана. Все это отражается на составе и свойствах нефтей и конденсатов. Если учесть, что УВ разных провинций и областей отличались по своему происхождению, а после формирования залежей претерпели значительную геохимическую эволюцию, то становится вполне понятно наблюдаемое ныне различие в составе нефтей в пределах не только разных районов, но и даже одного месторождения. Данные явления значительно затрудняют поиски закономерностей формирования и размещения месторождений и отдельных залежей нефти и газа, которые можно познать лишь при комплексном анализе геологических и геохимических данных.
1.5.1 Надсолевой комплекс
отражается на составе и свойствах нефтей и конденсатов. Если учесть, что УВ разных провинций и областей отличались по своему происхождению, а после формирования залежей претерпели При нефтегеологическом районировании надсолевого комплекса практически невозможно придерживаться общепринятым принципам геологического районирования нефтегазоносных территорий. Эта трудность обусловлена, как указывалось ранее, влиянием соляной тектоники на развитие бассейна в мезозойско-кайнозойский период.
В настоящей работе использована схема блокового строения соленосного комплекса, описанная в главе 1.2.3, а также схемы тектонического и нефтегеологического районирования подсолевого комплекса, так как большинство надсолевых залежей концентрируется в пределах крупных палеозойских поднятий или на их склонах. В пределах казахстанской части Прикаспийской впадины располагаются Северо-Прикаспийская, Центрально-Прикаспийская, Восточно-Прикаспийская и Южно-Прикаспийская нефтегазоносные области .
Северо-Прикаспийская НГО расположена в северной части Уральской области и соответствует Хобдинско-Новоузенской моноклинали. В надсолевых триас меловых отложениях залежи нефти и газа не обнаружены, лишь выявлена газоносность карбонатной толщи Калиновской свиты верхней перми. Здесь разведано газовое месторождение с небольшим содержанием конденсата на структуре Каменская, газопроявления в процессе бурения отмечены на структуре Гремячинская Южная, притоки нефти и газа получены при опробовании скважин на структуре Новенькая. Все это позволило выделить самостоятельный газоносный раион-Каменскии.
Центрально-Прикаспийская НГО занимает центральную часть, наиболее прогнутую часть впадины. Максимальная толщина подсолевого, соленосного и надсолевого комплексов составляет в сумме 18-20 км. Вследствие больших глубин залегания (до 8-10 км) подсолевые отложения бурением не изучены. Продуктивность разреза связана с породами триаса, юры, мела и неогена, где установлены нефтяные и газовые залежи. Нефтяные залежи расположены в ловушках, примыкающих к соляным куполам. Все они имеют небольшие размеры, залегают сравнительно неглубоко (200-2000 м), а залежи нефти и газа, как правило, в недостаточной степени изолированы. В пределах Центрально-Прикаспийской НГО выделяются четыре НГР: Аукетайшагыл-Порт-Артурский, Ашим-Кумисбекский, Шалкарский и Шингизский.
Аукетайшагыл-Порт-Артурский и Ашим-Кумисбекский нефтегазоносные районы занимают западную часть НГО в междуречье Урал-Волга. Отличительной чертой района является присутствие в верхней части осадочного чехла неогеновых, преимущественно глинистых отложений, сплошным чехлом (400-600 м) перекрывающих присводовые участки соляных куполов и межкупольные зоны. В основании этой региональной покрышки отмечены многочисленные газопроявления и выявлены небольшие газовые месторождения (Порт-Артур и др.).
Шингизский НГР охватывает левобережье р.Урал. В этом районе развиты соляные купола с частично сохранившимися в надсолевых частях структур мезозойскими отложениями. На дневную поверхность выходят породы мела, юры и триаса, а неогеновые отложения встречаются лишь в западной части района.
Шалкарский НГР .прогнозируемый, располагается в левобережье р.Урал, характеризуется развитием наиболее крупных , интенсивно прорванных куполов, относится к числу районов с невыясненными перспективами.
Восточно-Прикаспийская НГО находится в восточной прибортовой части впадины. Толщина осадочного чехла сокращена по сравнению с Центрально-Прикаспийской почти в 2 раза. Здесь установлена продуктивность как подсолевых, так и надсолевых отложений. В надсолевых отложениях установлена продуктивность верхнепермского, триасового, юрского и нижнемелового терригенных комплексов. Территория в целом преимущественно нефтеносная. В подсолевых отложениях выявлены.Нефтяные и газоконденсатные, а в надсолевых - только нефтяные залежи.
По особенностям строения и нефтегазоносности в Восточно-Прикаспийской НГО выделяются: Енбекско - Жаркамысский и Шубаркукудук-Жаксымайский НГР. Большинство из выявленных на востоке Прикаспийской впадины месторождений располагаются в Енбекско- Жаркамысском НГР, где продуктивность разреза установлена в широком стратиграфическом диапазоне: от нижнего карбона до нижнего мела. Здесь выделяются два этажа нефтегазоносности (подсолевой и надсолевой), между которыми на отдельных участках существует гидродинамическая связь.
Наиболее типичным примером надсолевых месторождений данного нефтегазоносного района можно считать Каратобинское месторождение. На нем выявлены тектонически-экранированные залежи в отложениях верхней перми, триаса, юры и мела. Мезозойские горизонты находятся на глубине от 240 до 1000 м. Характерно, что помимо залежей на крыльях структуры установлена продуктивность в грабеновой части соляного купола. Наличие залежей в одновозрастных отложениях на крыльях и в грабене структуры свидетельствует о перетоках УВ между указанными структурными элементами купола. Более изолированы на Каратобе верхнепермские залежи нефти на глубинах свыше 1000м, которые экранируются по восстанию пластов соляным массивом. Кроме того, на данном месторождении разведана подкарнизная верхнепермская залежь, наилучшим образом сохраняющая УВ от разрушения.
Северо-западнее от Каратобе находится месторождение Акжар. Залежи приурочены к скрытопрорванному соляному куполу, имеющему трехкрылое строение по надсолевым отложениям. В пределах структуры установлена продуктивность среднеюрских (горизонты Ю-1, Ю-11), барремских (Б-1 - Б-V) и аптских отложений нижнего мела. В северной части НГР залежи нефти также выявлены в подсолевых и надсолевых отложениях. Здесь в надсолевом комплексе пород разведаны месторождения Кенкияк, Кумсай, Мортук, Кокжиде.
Наиболее крупным по запасам нефти является месторождение Кенкияк, где в надсолевом комплексе выявлено девять нефтяных горизонтов: один барремский, один готеривский, три среднеюрских, один нижнеюрский, два нижнетриасовых и один верхнепермский. Пять продуктивных горизонтов выявлено в нижнепермских подсолевых отложениях.
Надсолевые залежи Енбекско - Жаркамысского НГР по особенностям геологических условий нахождения в недрах, происхождению и физико-химическим параметрам УВ аналогичны между собой.
В Шубаркудук-Жаксымайском НГР установлена промышленная нефтеносность только надсолевого комплекса. На отдельных соляных куполах выявлены небольшие по запасам залежи нефти в триасе и юре. Залегают они на небольших глубинах (до 600 м) и являются, в основном, тектонически экранированными и литологически ограниченными. Нефть в значительной мере подвержена гипергенным изменениям.
Подсолевые отложения в Шубаркудук-Жаксымайском НГР находятся на глубинах свыше 5 км и имеют преимущественно терригенный состав. Несмотря на большую глубину залегания подсолевых отложений, здесь выявлены довольно плотные нефти. Причина данного явления из-за скудного фактического материала пока не установлена. Логичнее всего предположить, что эти пробы отобраны из приконтурных частей залежей, где всегда происходит осмоление и утяжеление нефтей.
Южно-Прикаспийская НГО занимает. Южную прибортовую часть впадины. Здесь расположена основная часть месторождений региона. Залежи нефти и газа приурочены практически ко всем частям осадочного чехла (от девона до неогена). В надсолевом комплексе выделяются триасовый, юрский и нижнемеловой терригенные, верхнемеловой карбонатный и неогеновый терригенный нефтегазоносные комплексы.
