В настоящем разделе с достаточной степенью детальности рассмотрена характеристика основных тектонических и тектоно-седиментационных элементов осадочного чехла Прикаспийской впадины и ее ближайшего обрамления.
Характерной чертой строения Северо-Западной части прикаспийской впадины является существование, по крайней мере, четырех разновозрастных рифовых систем, которые играли большую роль в формировании структуры осадочного чехла бортовой зоны Прикаспийской впадины (Грачевский, Берлин, Чепелюгин и др. 1971; Кирюхин, Сапожников, Шлезингер, Яншин, 1980; Чепелюгин, Шереметьева, 1981; Федоров, Кононов, 1981; Джумагалиев, Голов, Кирюхин и др. 1984; Кононов, Никитин, Яцкевич и др. 1986; Габриэлянц, Дикенштейн, Капустин и др. 1991).
Под рифовой системой нами понимается совокупность одновозрастных рифовых построек различных морфогенетических типов. Осью рифовой, системы является барьерный риф, слагающий краевую часть мелководного карбонатного шельфа и являющийся границей разнофациальных зон, (мелководного шельфа и относительно глубоководной, депрессионной, части бассейна). В рифовую систему включаются также "оперяющие" барьер
лагунно-шельфовые малоамплитудные постройки типа биогермов и высокоамплитудные, бассейновые, типа пиннаклов и атоллов.
Крутые бассейновые склоны разновозрастных краевых барьерных рифов образуют карбонатные уступы по поверхностям соответствующих карбонатных комплексов. На северо-западном борту впадины выделяется четыре карбонатных литолого-стратиграфических комплекса, отлагавшихся в трансгрессивные этапы развития территории, по поверхностям которых, с различной степенью детальности, закартированы протяженные зоны рифовых уступов. Это карбонатные комплексы среднего девона (эйфельский), верхнего девона - нижнего карбона (верхнедевонско-турнейский), нижнего-среднего карбона (верхневизейско-башкирский) и среднего-верхнего карбона - нижней перми (надверейский).
4. Нефтегазоносные комплексы
Литолого-стратиграфические комплексы подсолевого палеозоя Прикаспийской впадины в стратиграфическом диапазоне от среднего девона до нижней перми включительно представляют самостоятельные регионально нефтегазоносные комплексы. Каждый из рассмотренных ранее комплексов содержит промышленные скопления углеводородов либо их признаки. Практически все основные открытия, включая уникальные месторождения нефти и газа, в подсолевых отложениях Прикаспийской впадины связаны с палеозойскими рифами, развитыми в широком стратиграфическом диапазоне от среднего девона до нижней перми включительно. К ним относятся Астраханское, Тенгиз, Карачаганак и др. месторождения. Даже на Оренбургском газоконденсатном месторождении, контролируемом Оренбургским валом, значительная часть запасов углеводородов содержится в коллекторах рифового генезиса.
Каждый из рассмотренных литолого-стратиграфических комплексов содержит в своем составе нефтематеринские породы, основными нефтепроизводящими среди которых являются глубоководные глинисто-кремнисто-карбонатные битуминозные породы, широко развитые во внутренних районах впадины. Большой стратиграфический диапазон и широкий ареал распространения нефтегазоматеринских формаций свидетельствуют о значительных масштабах происходивших здесь процессов генерации и аккумуляции углеводородов.
Глубинный интервал залегания скоплений углеводородов в подсолевых отложениях колеблется в пределах 1500-6200м. Мощности продуктивных отложений изменяются от нескольких метров и десятков метров до нескольких сотен метров, в ряде случаев превышая тысячу метров. Залежи характеризуются сложным фазовым составом углеводородов, обусловленным такими факторами как высокое содержание газа, растворенного в нефти, наличие высокого содержания конденсата в газе, что образует сложные соотношения флюидальных и газообразных систем. Специфической чертой Прикаспийской впадины является установленное для подсолевой части осадочного чехла наличие зон с аномально высоким пластовым давлением (АВПД), которые, несомненно, оказали значительное влияние, как на формирование зон нефтегазонакопления, так и на условия и механизм аккумуляции залежей углеводородов.
В карбонатном комплексе среднего Д е в о н а ) промышленная нефтегазоносность установлена на северном обрамлении Прикаспийской впадины, в зоне нефтегазонакопления связанной с рифогенными коллекторами краевой части бийско-афонинского (эйфельского) "биогермного" массива (Зайкинско-Росташинская группа месторождений), на Чинаревском и Карачаганакском месторождениях. В этой зоне открыто более десяти месторождений, из которых три нефтегазоконденсатные. В скважине-первооткрывательнице зоны Зайкинской 555 в интервале 4548-4565м получен газ с конденсатом. Дебит газа 170тыс. м3/сут., конденсата 221,8т/сут на 9,5мм штуцере. Из интервала 4518-4526м фонтанировал газ с конденсатом, содержание конденсата, плотностью 0,93г/см3, составило 993 г/см3. В разрезе эйфельских карбонатов выделено четыре продуктивных пласта D-VO; D-V1; D-V2; D-V3.Сведения о строении, объектах промышленной разработки месторождений, степени выработки запасов и др. данные о Зайкинском и Росташинском месторождениях приведены в работе "Геологическое строение и нефтегазоносность Оренбургской области", 1997г.).
Скважиной-открывательницей нефтяной залежи на Карачаганакском месторождении явилась скв. 15, в которой при испытании интервала 5647-5680м в живетских отложениях был получен приток нефти и газа дебитами 72,6т/сут и 69,1тыс. м3/сут соответственно. Нефтяная залежь в терригенно-карбонатных отложениях среднего девона на месторождении затем была подтверждена положительными результатами испытания скважин D-1 и D-5. Дебит нефти и газа в скв. D-1 при испытании интервала 6080-6256м в эйфельских отложениях составил соответственно 24,2мЗ/сут. и 69тыс. м3/сут.
На Чинаревской площади в скважине 4 - первооткрывательнице газоконденсатного месторождения в рифогенных бийских карбонатах при испытании интервала 5145-5172м дебит газа составил 87,6 тыс. м3/сут, конденсата 36,2 м3/сутки.
На востоке впадины наличие эйфельских карбонатных отложений Установлено на Темирском мегаатолле, но промышленная нефтегазоносность до настоящего времени не выявлена.
Терригенный комплекс среднего-верхнего девона (D2gv-D3f1 p-kn) содержит регионально-нефтегазоносные песчано-алевритовые пласты в пашийских (D3-I, D3-II), ардатовских и воробьевских отложениях (D2-III, D2-IV). С ними связан ряд месторождений на северо-западном обрамлении впадины (Зап. Ровненское, Краснокутское, Ташлинское, Долинское, Зайкинское, Росташинское, Разумовское, Вишневское, Зап. Вишневское, Конновское и др.).
Дебиты газа из ардатовско-воробьевских песчаников колеблются от 56 до 280тыс. м3/сут, конденсата от 80м3/сут до 200м3/сут, нефти от 100,24м3/сут до 164,5м3/сут.
На Карачаганакском месторождении живетские отложения участвуют в формировании единой нефтяной залежи с эйфельскими отложениями. Промышленные, но невысокие дебиты установлены из отложений терригенного девона на Долинной площади, где в скв. 101 из интервала 5356-5396м получен газ с конденсатом дебитом 178тыс. м3/сут. Сравнительно небольшой дебит может быть связан с ухудшением коллекторских свойств пород во внутренних прибортовых районах Прикаспийской впадины за счет увеличения глинистости разреза и выклинивания пластов-коллекторов. А скв. 101 Долинная расположена именно во внутренней части Прикаспийской впадины относительно барьерно-рифового уступа эйфельского возраста, трассируемого в южной части Бузулукской депрессии.
Верхнедевонско-турнейский карбонатный комплекс (D3f1S-C1t) характеризуется широким ареалом промышленной нефтегазоносности в Прикаспийской впадине и ее обрамлениях. Впервые промышленный приток нефти дебитом 40м3/сут на 5 мм штуцере из верхнефранских отложений был получен в 1973г. на. Зап. Ровненском поднятии девонско-турнейского барьерного рифа при испытании интервала 4349-4370м. Промышленная продуктивность данково-лебедянских и заволжских отложений фаменского яруса установлена на месторождениях Лимано-Грачевской группы. С 1974г. по настоящее время в пределах бортовых зон и внутренней части Уметовско-Линевской депрессии открыто более 20 месторождений в рифовых ловушках евлано-ливенского.
Предположение о продолжении Камско-Кинельской системы некомпенсированных прогибов, южной частью которой является Муханово-Ероховский прогиб, в Прикаспийскую впадину было высказано ранее (Денцкевич, 1997). На основании проведенного рядом исследователей анализа литолого-фациальных особенностей франских карбонатных отложений (Макарова, 1996; Фомина, 1996) с учетом закономерностей строения и распространения, карбонатных литолого-стратиграфических комплексов мы также рассматриваем Колганский прогиб как продолжение во впадину Муханово-Ероховского прогиба. С бортовыми зонами последнего связаны Смоляное, Ольховское, Красное нефтяные месторождения в средне- и верхнефранских карбонатных отложениях. А во внутренних районах Колганского прогиба с надрифовыми терригенными отложениями кол ганской толщи, являющейся толщей компенсации этого прогиба, связаны залежи нефти на Дачно-Репинском и Донецко-Сыртовском месторождениях.
На Карачаганакском НГКМ нефтяная оторочка располагается в отложениях фаменско-турнейского возраста. Притоки нефти и газа, полученные из интервалов 5131-5135м и 5158-5161м в скв. 7, составляли соответственно 235,2т/сут и 171,4тыс. м3/сут. Дебиты нефти в отдельных скважинах достигали 326-1500т/сут.
На Тенгизе верхнедевонско-турнейский комплекс полностью продуктивен во всем своем объеме.
На Астраханском своде приток бессернистой нефти получен в 1998 г. из карбонатных верхнедевонских отложений в скв. 2 Володарской.
Нижневизейский терригенный комплекс продуктивен на северном и западном обрамлении впадины на нескольких десятках месторождений. В Нижнем Поволжье к нему приурочено 35 эксплуатируемых месторождений нефти и газа (Коробковское, Жирновское, Бахметьевское и др.), на северном обрамлении - Зап. Степновское, Росташинское, Исаковское, Рыкобаевское, Мирошкинское, Долинное и др.).
В Оренбургской области с продуктивными пластами визейского терригенного нефтегазоносного комплекса связано 11,9% остаточных извлекаемых запасов от общих запасов углеводородов, при этом подавляющее большинство месторождений нефти и газа связано с бортовыми зонами Муханово-Ероховского некомпенсированного прогиба (Геологическое строение и нефтегазоносность ... 1997г.).
На востоке и юго-востоке Прикаспийской впадины нефтеносность комплекса установлена на площадях Локтыбай, где получен приток нефти дебитом 8,8-10,5м3/сут., и Жанатан, на которой дебит нефти составил 8,0м3/сут. Незначительные притоки нефти и газа были отмечены на площадях Каратюбе, Терешковская, Коздысай, Маткен, Равнинная. Залежи нефти установлены на площади Улькентобе Юго-западное, где в процессе бурения скв. 2 при забое 5140м начала фонтанировать нефтью дебитом 65-70м3/сут. На месторождении Тортай обнаружено 4 нефтегазоносных горизонта. В скв. 1 из интервала 2995-30 Юм получен фонтанный приток нефти, а из интервала 3052-3054м пульсирующий приток нефти. Залежь нефти выявлена на площади Шолькара, в интервале 3508-3521м получен приток нефти дебитом 8-16м3/сут., а в интервалах 3513-3517м и 3561-3591м отмечены признаки нефти.
Верхневизейско-нижнебашкирский карбонатный комплекс (C1V2-C2b1) содержит основные разведанные запасы Прикаспийской впадины и является нефтегазоносным на большинстве месторождений, как во впадине, так и на ее обрамлениях. В этом комплексе сконцентрировано около 70% всех разведанных запасов углеводородов Прикаспийской впадины, сосредоточенных в резервуарах месторождений Карачаганак, Астраханское, Тенгиз, Королевское, Жанажол, Кожасай, Кенкияк, Копанское, Бердянское, Дарьинское, Чаганское (Восточно-Ветелкинское), Лободинское и др. На севере и западе комплекс является преимущественно газоносным, при этом газ характеризуется высоким содержанием конденсата.
В зоне бортового уступа на северо-западе впадины комплекс продуктивен в объеме нижнебашкирского подъяруса на Лободинской, Чаганской, Дарьинской и др. площадях. При испытании скв. 1 Дарьинской в интервале 4259-4266м дебит нефти при 8мм штуцере составил 54,2м3/сут., газа 3,8тыс. м3/сут. При пробной эксплуатации на 6мм штуцере дебит нефти составил 44-45м3/сут, газа 2,2тыс. м3/сут. На Чаганской площади при опробовании интервала 4515-4532м в скв. 2 дебит газа при 4мм шайбе составил 12,7тыс.м3/сут.
На северном и западном обрамлениях впадины отложения комплекса продуктивны на целом ряде месторождений Нижнего Поволжья, в Саратовской и Оренбургской областях - на Оренбургском месторождении, Гаршинском, Землянском, Рыкобаевском, Южно-Уметовском, Малышевском, Левчуновском и др. месторождениях.
На Карачаганакской рифовой постройке с отложениями визейско-башкирского комплекса связаны основные запасы углеводородов. Кровля отложений комплекса залегает на глубинах 4400-5000м. Притоки газа и конденсата характеризуются высокими значениями: дебит газа в скв. 38 (инт-л 4972-4979м) достигал 564,0тыс. м3/сут, конденсата 754,4м3/сут на 14мм штуцере.
На юге и востоке впадины комплекс имеет главенствующее значение в формировании массивных резервуаров, таких как Астраханское, Тенгиз, Кенкияк, Жанажол.
Опробование продуктивных отложений на Тенгизе осуществлено в 50 скважинах. Наибольшей продуктивностью характеризуются породы башкирского яруса. Значительную долю составляют скважины с величиной начального дебита от 400 до 500м3/сут и выше. Продуктивность коллекторов серпуховских и верхневизейских отложений несколько ниже - от 200 до 400м3/сут.
Следует отметить, что, наряду с высокодебитными скважинами, имеются скважины с весьма низкими дебитами 15-25т/сут и менее, что указывает на неравномерное распределение высокоемких коллекторов внутри массивного резервуара Тенгизского месторождения, сложенного в основном породами рифового генезиса.
Промышленная нефтеносность Королевского месторождения установлена в скв. 9 в интервале 4554-4795м, включающем нижнебашкирские и серпуховские отложения, где получен приток нефти дебитом 140м3/сут на 6мм штуцере.
На Тажигалинской площади (Каратон-Тенгизская зона) продуктивность карбонатных отложений башкирского возраста установлена скважиной 13, где в интервале 3797-3819м был получен интенсивный приток нефти и газа.
Через отводы скважина фонтанировала сначала чистым газом, затем газом с водой и нефтью. Дебит газа достигал 600тыс. м3/сут, нефти 50-70т/сут.
На востоке Прикаспийской впадины в зоне визейско-башкирского барьерного рифа и мелководного шельфа открыты месторождения Кенкияк, Кожасай, Жанажол, Алибекмола, Жанатан. Дебиты нефти колеблются в широких пределах - от 3,95м3/сут до 261м3/сут, газа от 21,0тыс.м3/сут до 219тыс.м3/сут. Прямые признаки нефтегазоносности получены на площадях Локтыбай, Аккудук, Бактыгарын, Башенколь.
Астраханское серогазоконденсатное месторождение, относящееся к категории уникальных, характеризуется высокими значениями дебитов газа, составляющими в среднем 300-400тыс. м3/сут, достигающими иногда 731тыс. м3/сут (скв. 42).'Дебиты конденсата 73,4-139,1м3/сут (скв. 31 и 17).
Терригенный комплекс среднего карбона (верхнебашкирско-нижнемосковский (C2b2-C2m1vr) продуктивен на северо-западном обрамлении впадины более чем на 30 месторождениях (Коробковское, Жирновское, Землянское, Зап. Землянское и др.). В зоне бортового уступа на северо-западе газоносность его установлена на Карпенковской площади. Здесь к верейским отложениям приурочена мелкая залежь газа.
На северо-востоке и востоке впадины, в связи с лито-фациальной изменчивостью комплекс входит в состав природных резервуаров карбонатного комплекса нижнего-среднего карбона, составляя с ними единое целое (Оренбургское, Жанажольское месторождения).
Карбонатный комплекс среднего-верхнего карбона - нижней перми (московско-артинскийили надверейский C2m1k-P1ar) является продуктивным на многочисленных месторождениях практически по всему периметру Прикаспийской впадины, в т.ч. и на уникальных и крупных месторождениях, таких как Карачаганак, Жанажол, Оренбургское. На севере и западе впадины надверейский карбонатный комплекс является одним из главных нефтегазоносных комплексов. На Карачаганакском НГКМ значительная часть запасов углеводородов связана с нижнепермской органогенной постройкой, надстраивающей каменноугольную (прил. 17). Дебиты газа достигали 560тыс. м3/сут, конденсата 318м3/сут на 12мм штуцере. На Оренбургском НГКМ основные запасы газа связаны с мощной карбонатной толщей артинско-среднекаменноугольного возраста, представляющей единый резервуар с этажом газоносности в центральной части залежи 525м. Дебиты газа достигают 1,Омлн. мЗ/сут и более. Толщина нефтяной оторочки 20м. Дебиты нефти 1-20мЗ/сут, иногда достигают 80м3/сут. С региональной зоной нефтегазонакогшения нижнепермского барьерно-рифового уступа связаны Тепловско-Токаревская группа месторождений в Уральской области (прил. 15), Комсомольское, Южно-Кисловское, Карпенковское, Краснокутское, Ждановское, Мокроусовское, Павловское, Зап.-Липовское, Липовское месторождения в Волгоградской и Саратовской областях, Тепловское, Кузнецовское, Бородинское, Нагумановское в Оренбургской области. В скв. 5 Западно-Тепловской -первооткрывательнице месторождения из интервала 2805-2821м получен фонтан газа дебитом 580тыс.м3/сут, конденсата - 207т/сут. В отдельных скважинах получены высокодебитные притоки нефти - 130т/сут (скв. 9 Восточно-Гремячинская, интервал 2903-2922) до 191т/сут (скв. 7 Западно-Тегоювская, интервал 2950-2959м). При опробовании скважины 74 Тепловская из интервала 2927-2935м стабильный дебит нефти при 8мм штуцере составил 77,5т/сут. Значительны также притоки из отдельных интервалов стабильного конденсата до 171-193т/сут, причем конденсатно-газовый фактор (КГФ) при наличии нефтяной оторочки возрастает в газе до 310 и даже 550г/м3.
На отдельных площадях продуктивны сульфатно-карбонатные отложения филипповского горизонта кунгурского яруса, перекрывающие нижнепермский барьерный риф (Карпенковская, Павловская, Тепловско-Токаревская группа месторождений). Коллекторами являются пласты доломитов и доломитизированных известняков, тип залежей - пластовый, сводовый. Небольшие залежи в филипповских карбонатных отложениях известны также над основной газоконденсатной залежью Астраханского месторождения.
На Карасальской моноклинали в скв. 1 Южно-Плодовитенской в интервале 4419-4432м получен приток нефти, газа и воды с дебитами соответственно 178м3/сут; 18,82тыс.м3/сут; 268м3/сут. Залежь предположительно связана с нижнепермской локальной рифовой постройкой, надстраивающей визейско-башкирский барьерно-рифовый уступ.
На востоке продуктивная часть рассматриваемого комплекса обособлена в толщу KT-I. Сравнительно с продуктивной карбонатной толщей КТ-П, толща KT-I характеризуется меньшим ареалом распространения и локализуется в пределах Жанажольского, Синельниковского, Алибекмолинского, Урихтау месторождений, с которыми и связана промышленная нефтегазоносность этой толщи.
На Жанажольском газоконденсатнонефтяном месторождении, при общей мощности толщи KT-I 400м, газовая шапка составляет 310м и нефтяная оторочка - 90м. Дебиты газа достигали 214тыс. м3/сут, конденсата 162м3/сут, нефти - 154м3/сут.
На Синельниковском нефтяном месторождении дебиты нефти не столь высокие, как и запасы, сравнительно с Жанажольским и колеблются от 1,5м3/сут до 47м3/сут. Этаж нефтеносности составляет 80м.
На месторождении Алибекмола карбонатная толща залегает на абсолютной отметке - 1857м, газонасыщенная мощность 204м, толщина нефтяной оторочки 82м. Дебиты газа достигали 94тыс. м3/сут, нефти до 12м3/сут, через 5мм штуцер.
Урихтау - нефтегазоконденсатное месторождение, приурочено к локальной рифовой постройке, надстраивающей визейско-башкирский барьерно-рифовый уступ. В южной части месторождения имеется нефтяная оторочка толщиной 69м. Дебиты газа составляют 103-224тыс. м3/сут, конденсата 58-95м3/сут, нефти - 40-111м3/сут.
На Тортайском месторождении при опробовании скв. 14 из интервала 2886-2892м (кровля московско-касимовских отложений) получен фонтан нефти.
В терригенных нижнепермских отложениях, широко развитых на востоке и юго-востоке Прикаспийской впадины, залежи нефти установлены на Кенкияке, Каратюбе, Восточный Акжар.
На месторождении Кенкияк установлено пять горизонтов в сакмаро-артинских отложениях. Максимальные дебиты притоков из артинских отложений составили: нефти - 139м3/сут, газа 51тыс. м3/сут (скв. Г-104,
интервал 4061-4083м). Приток нефти дебитом 112м3/сут был получен из сакмарских отложений.
Линзовидные залежи нефти, мозаично рассредоточенные в разрезе терригенной толщи, вероятно, представляют собой вторичные скопления, образовавшиеся за счет вертикальной миграции из нижележащих карбонатных отложений.
Каратюбе-Акжарская зона нефтегазонакопления состоит из трех самостоятельных поднятий - Восточный Акжар, Курсай и Каратюбе. Залежи нефти приурочены к ассельско-артинским продуктивным горизонтам, мощность которых составляет 315-320м (скв. 1 Вост. Акжар), на нефтенасыщенную мощность приходится 50-68%. Высокодебитный приток был получен в скв. 5 Вост. Акжар - 749-1200м3/сут в интервале 5049-5075м, что обусловлено, видимо, высокими значениями параметров коллекторских свойств терригенных пород.
На юге впадины на площади Сазтюбе при испытании в колонне скв. 2 получен промышленный приток нефти дебитом 28м3/сут и газа 47тыс. м3/сут на 3мм штуцере из терригенных ассельских отложений.
В заключение необходимо отметить, что по своей продуктивности и широкому ареалу распространения залежей углеводородов в Прикаспийской впадине и ее обрамлениях регионально нефтегазоносный карбонатный комплекс среднего-верхнего карбона - нижней Перми занимает второе после основного, визейско-башкирского комплекса, место.
Анализ свойств нефтей, газов и конденсатов позволил сделать ряд выводов о некоторых закономерностях их состава и распространения в плане и разрезе.
Нефти подсолевых отложений Прикаспийской впадины независимо от | стратиграфической приуроченности характеризуются близким групповым составом и относятся к метано-нафтеновому типу бензинового ряда. По содержанию неуглеводородных примесей нефть в терригенных
подсолевых отложениях - бессернистая, в карбонатных комплексах - в той или иной степени сернистая. В восточной части впадины встречены легкие (0,823-0,826г/см3) нефти с высоким содержанием бензинов (35%) и
нафтено-ароматических УВ в отбензиненной нефти (до 20%) и небольшим количеством спиртобензольных смол и асфальтенов (до 5%). На юго-востоке впадины наряду с легкими обнаружены средние и тяжелые нефти, с пониженным (5-26%) содержанием бензина, значительным количеством метано-нафтеновых (около 80%) и небольшим - ароматических УВ (до 12%) и спиртобензольных смол (до 3%) в отбензиненной нефти.
Нефти в карбонатных отложениях нижней перми на северо-западе и северо-востоке Прикаспийской впадины характеризуются плотностью от 0,817 до 0,981г/см3 (от легких до тяжелых), от малосернистых до высокосернистых (0,55-5,6%), от малопарафинистых до парафинистых (0,60-4,42%), малосмолистые (5,1-5,6%).
Самые легкие" нефти (0,808г/см3) встречены на востоке, на месторождении Кенкияк. Они характеризуются низким содержанием кислых компонентов, высоким содержанием бензинов (20-42%), низким содержанием смол (до 6%) и асфальтенов (менее 1%). Содержание серы колеблется от 0,22 до 0,65%.
На Карачаганакском НГКМ конденсат метанового состава (49-68%) с содержанием серы 0,55-2,16%. В газе Карачаганакского месторождения метана содержится не более 75%, в небольших количествах присутствует этан (5,45%), пропан (2,41-2,62%). Содержание сероводорода сравнительно невелико (3,69%), присутствует углекислый газ (до 5,06%) и в незначительных количествах азот (0,7%).
На Оренбургском НГКМ газ основной залежи имеет плотность 0,533-0,903г/см3 (от легкого до тяжелого), метаносодержащий (63,1-90,1%). Содержание сероводорода колеблется от 1,45% на западе до 4,93% на востоке, углекислого газа (0,4-5,4%), азота (0,15-8,8%). По групповому углеводородному составу конденсат метанонафтенового состава, содержит 10,9-11,8% ароматических углеводородов, нафтеновых 19,8-22,7% и метановых 67,6-68,4%, нефть легкая, плотностью 0,836г/см3, сернистая (0,80%), малопарафинистая (2,70%), малосмолистая (10,80%). На юго-востоке впадины нефти, в основном утяжеленные, малосернистые и малопарафинистые.
Для нефтей, связанных с природными резервуарами каменноугольного возраста установлено закономерное изменение состава нефтей, газов и конденсатов, как по площади впадины, так и по разрезу.
Большинство углеводородных залежей в подсолевых отложениях отличаются своеобразным составом флюидов. Они содержат соизмеримые количества (в нормальных условиях) газообразных и жидких УВ, т.е. представляют газовые залежи с исключительно высоким газоконденсатным фактором (ГКФ), переходящие в залежи легкой предельно газонасыщенной нефти. Плотность конденсата на Астраханском месторождении составляет 0,812г/см3, на Карачаганакском она изменяется от 0,791г/см3 в верхней части залежи (на глубине 4км) до 0,825г/см3 в ее низах (на глубине 5км). На Жанажольском месторождении на глубинах около 2600м плотность конденсата составляет 0,710-0,750г/см3. Таким образом, намечается закономерное утяжеление конденсата с глубиной. Содержание конденсата в газе на Астраханском и Жанажольском месторождениях составляет 420-500г/м3, а на Карачаганакском изменяется от 450г/м3 в породах нижней перми до 1000г/м3 в отложениях карбона.
Газоконденсатные залежи характеризуются уникально высоким содержанием кислых компонентов. Суммарное их количество в северовосточных и восточных районах синеклизы 6-10% (H2S до 6%), в юго-восточных - до 24% (H2S - 20%) и на юго-западе - до 50% (H2S свыше 23%).
На Тенгизе нефти легкие (0,800-0,817г/см3), содержание бензинов 25-36%. Нефть характеризуется низким содержанием кислых компонентов (содержание серы до 0,7%) с очень небольшим количеством смол (менее 2%) и асфальтенов (менее 1%). Легкие нефти установлены также на Тортайском месторождении и Равнинной площади, однако плотность ее здесь несколько выше (0,848-0,849г/см3), содержание бензинов 13-31%, серы - иногда достигает 1%.
На северном борту нефть месторождения Дарьинское из отложений башкирского возраста имеет плотность 0,862-0,871г/см3, малосернистая (0,37%), малопарафинистая (6,8%), малосмолистая (2,5%).
Нефть Карачаганакского месторождения (нефтяная оторочка) легкая (0,836г/см3), сернистая (1,34%), парафинистая (4,35%) и малосмолистая (0,32-8,8%).
Газ на месторождениях Лободинском и Чаганском, расположенных в зоне визейско-башкирского бортового уступа, метанового состава, легкий (0,587г/см3) с содержанием H2S (0,09-0,12%), СО2 - 5%.
На Астраханском серогазоконденсатном месторождении газы имеют сероводородно-углекисло-метановый состав (H2S - 22,7-26,9; СО2 - 11,0-26,8%). Содержание стабильного конденсата в газе 550-570г/м3, конденсат тяжелый до 0,818г/см3, выход светлых фракций (до 300 °С) - 73%.
Нефти терригенных нижнекаменноугольных отложений, изученные на западном обрамлении впадины, от легких до тяжелых (0,814-0,891г/см3), малосернистые (0,18-0,60%), от мало- до высокопарафинистых (1,20-10,92%), от малосмолистых до смолистых (2,84-29,9%). На северном обрамлении они легкие (0,817-0,843г/см3), сернистые (0,80-0,97%), парафинистые - 2,13%, малосмолистые 5,10%. На востоке и юго-востоке Прикаспийской впадины нефти легкие и средние (0,790-0,840), малосернистые и сернистые (0,2-0,5), мало - и сред - несмолистые, парафинистые. Высокое содержание смолистых и асфальтеновых компонентов отличает нефть площади Биикжал.
Нефти девонских залежей изучены на северо-западном обрамлении впадины (месторождения Уметовско-Линевской депрессии, Западно-Ровненское, Ташлинское, Зайкинско-Росташинская группа месторождений), на Карачаганакском месторождении, а также на юго-востоке впадины.
Нефти девонских залежей характеризуются низкой плотностью, легкие (0,752-0,838г/см3) с высоким содержанием бензинов (37-48%), бессернистые и малосернистые (0,003%) в терригенных и малосернистые и сернистые в карбонатных отложениях (0,11-0,67%), парафинистые и высокопарафинистые (4,38-13,9%), малосмолистые (0,32-4,18%).
Конденсаты Зайкинско-Росташинском группы месторождений имеют высокую плотность (0,93г/см3), маслянистые, маловязкие малосернистые (0,23%), парафинистые (4,91%), с высоким содержанием растворенных минеральных солей и отсутствием смол и асфальтенов. Пластовый газ по составу метановый, бессернистый, с отсутствием кислых компонентов и высоким содержанием конденсата до 993г/м3. На Чинаревском газоконденсатном месторождении пластовый газ по составу метановый с
отсутствием кислых компонентов.
На юго-востоке впадины нефть в девонско-каменноугольных карбонатных отложениях легкая и средняя (0,780-0,820г/см3), содержание серы меняется от 0,45 до 1%, характеризуется широким диапазоном асфальтеново-смолистых веществ (1-20%) и большим содержанием сероводорода в растворенном газе (около 19,2%) и углекислоты (3,7%).
Анализ распределения основных разведанных запасов Прикаспийской впадины по комплексам позволяет сделать следующие выводы:
Верхневизейско-нижнебашкирский рифовый комплекс содержит основные разведанные запасы Прикаспийской впадины и является нефтегазоносным на большинстве месторождений, как во впадине, так и на ее обрамлении. В этом комплексе сконцентрировано около 70% всех разведанных запасов углеводородов Прикаспийской впадины, сосредоточенных в резервуарах месторождений Карачаганак, Астраханское, Тенгиз, Королевское, Жанажол, Кожасай, Урихтау, Кенкияк, Дарьинское, Чаганское и др., приуроченных к ловушкам барьерных рифов, либо к комбинированным тектоно-седиментационным ловушкам (Жанажол - толща КТ-П), значительную роль, в строении которых играют породы рифового генезиса.
Рифовый комплекс среднего-верхнего карбона-нижней перми (надверейский) по своей продуктивности и широкому ареалу распространения залежей углеводородов в Прикаспийской впадине и ее обрамлении занимает второе, после верхневизейско-нижнебашкирского комплекса, место. Залежи углеводородов приурочены к рифогенным коллекторам многочисленных месторождений практически по всему периметру Прикаспийской впадины, в т.ч. и уникальных и крупных месторождений, таких как Карачаганак, Оренбургское, Жанажол.
Залегающие на больших глубинах и менее изученные нефтегазоносные комплексы среднего-верхнего девона и нижнего карбона также характеризуются широким распространением залежей углеводородов по всему периметру Прикаспийской впадины, однако содержат значительно меньшие, по сравнению с вышележащими комплексами, разведанные запасы, сконцентрированные в рифовых ловушках различных морфогенетических типов, либо в надрифовых структурах уплотнения.
Заключение
Таким образом, проведенный анализ показывает, что существенную роль в формировании современной структуры подсолевых отложений Прикаспийской впадины, наряду с тектоническими процессами, играли процессы седиментации, связанные с рифообразованием в ее бортовых частях и формированием мощных терригенных толщ, обусловленных системой широко развитых авандельт, образующих конусы выноса аллювиально-дельтового материала.
К началу кунгурского века на северо-западе и юго-востоке окончательно сформировались аккумулятивные карбонатные и карбонатно-терригенные борта Прикаспийской впадины, при этом на отдельных участках ее внутренних районов существовали благоприятные условия для формирования мелководных карбонатных "платформ" атоллово-островного типа и высокоамплитудных бассейновых построек типа пиннаклов и атоллов.
В кунгурское время в связи с затрудненной связью Прикаспийского глубоководного бассейна с Мировым океаном произошло быстрое выпадение солей и полная компенсация его галогенными осадками. Таким образом, завершился длительный позднепалеозойский (среднедевонско-раннепермский) этап некомпенсированного осадконакоплением прогибания Прикаспийской впадины.
Литература
1. Аксенов А.А., Новиков А.А. и др. Перспективы нефтегазоносности Волгоградского Заволжья. /Геология нефти и газа №1, 1993, с. 4-7./
2. Альжанов А.А., Чепелюгин А.Б. и др. Поиски и разведка залежей нефти и газа в пределах северного борта Прикаспийской впадины. /Геология нефти и газа №6, 1975, с. 10-16. /
3. Буленбаев З.Е., Иванов Ю.А. и др. Перспективы нефтегазоносности в восточной части Прикаспийской впадины. /Геология нефти и газа №12, 1979./
4. Курманов С. К., Волож Ю. А. Теоретические и практические аспекты поисков и разведки нефти и газа в Прикаспийской впадине, 1991г.
5. Макарова С.П., Чернова Н.И. и др. Обоснование геологической модели залежей углеводородов на основе оперативной обработки данных бурения и анализа геолого-геофизических материалов на территории «Нижневолжскгеология», Саратов, 1992.
6. Федорова М. Д. Условия осадконакопления и прогноз коллекторов подсолевых отложений северо-западной части Прикаспийской впадины, Москва, 1995г., 21с. ВНИГНИ.
Авторы отчета:
Геологическое строение Прикаспийской впадины, 1998г.
Чепелюгин А.Б. и Шереметьева Г.А.
