Прикаспийская НГП

Прикаспийская нефтегазоносная провинция расположена в юго-восточной части Восточно-Европейской платформы. Основная её часть находится в Республике Казахстан. В пределах России располагаются только северная и западная бортовые зоны (Волгоградская, Саратовская, Оренбургская, Астраханская областей и Калмыкия). Кроме того, в состав НГП входит северная акватория Каспия. Общая площадь НГП 500 тыс.км², в том числе в РФ 120 тыс.км².

В тектоническом отношении Прикаспийская НГП приурочена к одноименной мегасинеклизе в юго-восточной глубоко погруженной части ВЕП, выполненной осадочным чехлом огромной мощности – до 22 км.

На востоке мегасинеклиза отделяется от Урала и Мугоджар краевыми прогибами, на юго-востоке граница с Северо-Устюртским байкальским массивом проводится по Южно-Эмбенскому разлому, на юго-западе ПП по Донбасско-Астраханской покровно-надвиговой зоне граничит с герцинидами кряжа Карпинского, на западе границей служит Волгоградский разлом, на севере – крупные разломы и флексурообразные перегибы отделяют Прикаспийскую НГП от структур Волго-Уральской НГП.

От других геотектонических зон Восточно-Европейской платформы Прикаспийская мегасинеклиза отличается не только большой мощностью осадков, но и сложной дифференциацией осадочной толщи, где главная роль принадлежит мощной соленосной толще, которая обособляет надсолевые и подсолевые отложения, резко различающиеся между собой по тектонике, нефтегазоносным коплексам, масштабам нефтегазонакопления и условиям поисков и разведки месторождений.

Фундамент и осадочный чехол. Фундамент Прикаспийской НГП докембрийский гетерогенный, архейско-протерозойский, в отдельных районах возможно верхнепротерозойский (байкальский). Глубина его залегания, то есть мощность осадочного чехла, по бортам синеклизы 6-7 км, от бортов к центральной части синеклизы фундамент уступами погружается до глубины 18-22 км.

Осадочный чехол в целом состоит из трех мегакомплексов: подсолевого, солевого и надсолевого.

Подсолевой мегакомплекс состоит из вендско-нижнедевонского, среднедевонско-нижнефранского и средне-франско-артинского комплексов общей мощностью 4-6 км. Регионально нефтегазоносен, содержит около 96% ресурсов УВ провинции (преимущественно газ), отличается уникальным флюидальным составом. В газах и нефтях присутствуют попутные компоненты, среди них сероводород, часто достигающий значительных концентраций (более 20%). Изучен бурением только в прибортовых частях провинции.

Солевой комплекс – кунгурские соли выполняют соляные купола, диапиры, гряды, гребни, валы, массивы, иногда достигающие размеров 1000-1500 км и мощности 7-9 км. Эти структуры прорывают 8-9-километровую толщу вышележащих отложений, часто выходят на поверхность, образуя соляные озера. Общее число соляных структур превышает 1700. Прикаспийская мегасинеклиза является крупнейшей на земном шаре областью развития соляной тектоники.

Надсолевой комплекс состоит преимущественно из терригенных пород, среди которых встречаются карбонатные или сульфатно-соленосные. Выделяется четыре комплекса: верхнепермско-нижнетриасовый молассоидный, средне-верхнетриасовый, юрско-миоценовый, плиоцен-четвертичный. Также регионально нефтегазоносен, но его доля в ресурсном потенциале провинции не превышает 4%. В газах и нефтях сернистые соединения отсутствуют или имеются в небольших количествах.

Тектоника. Характер тектоники Прикаспийской синеклизы чрезвычайно сложен и определяется следующими факторами:

– Комбинацией структур древнего (в основном допермского) заложения, преобладающих под солевым комплексом и элементов седиментационной природы, а именно барьерно-рифовых зон и одиночных рифов, карбонатных платформ, конусов выноса, преобладающих в надсолевом комплексе. Структурные планы подсолевого и надсолевого компексов соотносятся по-разному – от сквозного до инверсионного типа соотношений.

– Наряду с соляной тектоникой строение Прикаспийской синеклизы определяет тот факт, что фундамент и поверхность подсолевых отложений уступами круто погружается к центру. На фоне этого погружения выделяются прибортовую зону, склон (зона перехода) и центральная часть. Наиболее крутое погружение отмечается от западного и северного бортов.

В целом для тектоники Прикаспийской провинции характерно наличие зон поднятий, состоящих из валов и мегавалов, по бортам: Карачаганакско-Троицкой и Лободинско-Тепловской на севере, Каракульской и Астраханского свода на западе и ЮЗ (они разделяются Сарпинским и Вологоградским прогибами), на юге – Шукатско-Северо-Каспийская зона поднятий, Южно-Эмбенское, Приморское поднятия и Бузачинский свод (разделяются прогибами Гурьевской системы – Прорвинско-Буранкульским, Каратонским, Байчунасским), на востоке – Ембекско-Жаркомысская зона поднятий. Часть этих поднятий, например, Каракульская по подсолевым отложениям выражены прогибами (Каракульский прогиб).

Нефтегазоносность. Первые месторождения были известны в Эмбинской области еще в XIX веке. К настоящему времени в Прикаспийской НГП открыто свыше 120 месторождений, из них 60 нефтяных, 22 НГ, 11 НГК, 7 ГК, 18 Г, среди которых такие гигантские по запасам как Тенгиз (нефтяное), Карачаганак (газоконденсатное), Астраханское (газоконденсатное).На шельфе Казахстана открыто самое крупное в Казахстане нефтяное месторождение Кашаган, запасы которого превышают Тенгиз.

Надсолевой комплекс.

В надсолевом комплексе залежи в основном пластовые сводовые полного контура, экранированные соляным штоком, тектонически экранированные, реже литологически ограниченные

Выделяются четыре НГК. С ними связаны многочисленные средние и мелкие нефтяные и газовые месторождения в ловушках, обусловленных соляно-купольной тектоникой. Перспективы наращивания запасов достаточно высоки. Открыто свыше 470 залежей, нефти преимущественно тяжелые (0,88), малосернистые и сернистые, парафинистые. Большинство залежей находится в конечной стадии разработки.

Верхнепермско-триасовый НГК мощностью до 3500 м терригенный, характеризуется большим количеством песчаных пластов. Преимущественно нефтеносен. Основные месторождения – Макатское Н, Кулсаринское ГН, Каратюбинское Н, Кенкиякское Н, Косчагыльское Н, Кумсайское и др.

Среднеюрский НГК терригенный, мощность до 700 м, выделяется около 16 продуктивных пластов мощностью от 10 до 25 м. Основной нефтеносный НГК надсолевых отложений. Высокими коллекторскими свойствами обладают среднеюрские песчаники в западной прибортовой зоне мегасинеклизы. Залежи встречены в песчаниках погребенных речных долин и палеодельт (Каратюбе, Кенкияк, Акжар). С этим НГК связаны залежи на месторождениях Доссор Н, Каратон Н, Прорва НГК, Буранкульское НГК, Косчагыл Н и др.

Верхнеюрский НГК терригенно-карбонатный, мощностью до 330 м. Преимущественно газоносен. Кулсары ГН, Старшиновское Г, Таловское Г, Спортивное Г и др.

Нижнемеловой (баррем-альбский) НГК мощностью до 1500 м представлен терригенными отложениями, в которых выделяются до 14 продуктивных пластов мощностью 10-20 м. Байчунасское Н, Каратонское Н, Макатское Н, Кулсаринское ГН, Кенкиякское Н и др.

Подсолевой комплекс.

Месторождения УВ подсолевого этажа Прикаспийской НГП представляют собой газовые залежи с высоким газоконденсатным фактором, переходящим в залежи легкой нефти с высоким газовым фактором. Залежи преимущественно массивные, массивно-пластовые, изредка с литологическими ограничениями. Число залежей на месторождениях от единиц до нескольких десятков. Газоконденсатные залежи характеризуются уникально высоким содержанием кислых компонентов и аномально высокими пластовыми давлениями. Залежи в карбонатных резервуарах подсолевых отложений повсеместно содержат сероводород (до 20%), наиболее высокие концентрации которого отмечаются в южном секторе мегасинеклизы. Нефти палеозойских подсолевых отложений в основном легкие (0,833-0,823), малопарафинистые, независимо от стратиграфической принадлежности близки по составу и физическим свойствам.

Выделяется 4 НГК.

Среднедевонско-нижнефранский НГК. На севере и СЗ Прикаспийской мегасинеклизы имеет преимущественно терригенный состав, мощность 300-1150 м. Пористость 12-30%, проницаемость до 0,7 мкм². В северо-западной части Прикаспийской НГП в этих коллекторах выявлена ГК залежь без примеси сероводорода на месторождении Западно-Ровенское. На севере провинции этот НГК нефтегазоносен на НГК месторождении Карачаганак. Кроме того, промышленные притоки нефти и девона получены на площадях Жанасу, Биикжал, Кокпеты и др.

Среднефранско-нижневизейский НГК имеет сложное фациальное строение и различную полноту разрезов. Мощность меняется от 0 до 1500 м. В северо-западной части провинции разрез преимущественно карбонатный, мощность достигает 1 км, выявлены отдельные рифовые массивы, на ЮЗ нижняя часть представлена песчаниками с прослоями доломитов и известняков, верхняя – глинистыми известняками. На юго-восточном и восточном бортах НГК терригенный. В нижней части НГК выявлены ГН и Г месторождения (Западно-Ровенское, Краснокумское).

Верхневизейско-нижнебашкирский (нижне-среднекаменноугольный) НГК развит повсеместно кроме юго-востока. На него приходится основная часть промышленных запасов УВ. Сложен известняками, доломитами, мергелями, широко развиты органогенные постройки с высокими ФЕС. Мощность 100-800 м. С этим НГК связаны основные продуктивные горизонты месторождений Карачаганак, Астраханское (ГК), Тенгиз (Н), Жанажол (НГ). Для него характерны массивные резервуары мощностью от десятков до тысячи метров, средняя пористость коллекторов 10-12%. Покрышками являются глины (мелекесско-верейские), глинисто-карбонатные породы подсолевой нижней перми. Глубина залегания продуктивных горизонтов 2850-3300 м.

Среднекаменноугольный-нижнепермский НГК на северном и западном бортах впадины представлен карбонатными и сульфатно-карбонатными породами, залегающими непосредственно под соленосной толщей, мощность до 800 м. К внутренним районам карбонаты сменяются на глубоководные глинисто-кремнистые отложения. Участки резкого увеличения мощностей связаны с рифовыми постройками. Пористость коллекторов 11-15%. Второй НГК после нижне-среднекаменноугольного по распределению промышленных запасов УВ. На месторождении Жанажол с ним связан верхний этаж промышленной нефтегазоносности, на Карачаганаке этаж продуктивности достигает 1500 м.

Нефтегазогеологическое районирование. Сложное тектоническое строение и литофациальные условия распространения НГК обусловили специфическую территориальную зональность распределения УВ и определили принципы районирования Прикаспийской НГП, в основу которых положено выделение НГО с учётом определяющего влияния структур подсолевых отложений. На основе данных геофизических исследований и бурения в составе провинции было выделено 5 НГО: Волгоградско-Карачаганакская, Енбекско-Жаркамысская, Южно-Эмбинская, Астраханско-Калмыцкая, Центрально-Прикаспийская.

Волгоградско-Карачаганакская НГО занимает внутреннюю прибортовую зону и бортовой уступ Прикаспийской впадины от Волгоградского прогиба на юго-западе до Карачаганакско-Троицкой зоны поднятий на северо-востоке. В пределах НГО распространены крупные зоны подсолевых поднятий (Карачаганакско-Троицкая, Новоузеньская, Ахтубинско-Палласовская, Алатинско-Никольская и Южно-Плодовитенская, объединяемые в Лободинско-Тепловскую). Максимальная мощность осадочного чехла – около 7 км, залежи Н и Г связаны с подсолевыми отложениями. В пределах выделенных зон подсолевых поднятий по данным сейсморазведки и бурения выделены крупные карбнатные массивы девонско-каменноугольного возраста, осложненные отдельными нижнепермскими рифовыми постройками. С НГО связаны крупнейшие газовые, ГК и НГК месторождения: Карчаганак НГК, Западно-Тепловское, Павловское и др. – Чинаревское, Приграничное, Токаревское, Цыгановское, Ульяновское, Гремячинское, Восточно-Гремячинское, Дарьинское, Ростошинское, Каменское.

К а р а ч а г а н а к с к о е НГК месторождение открыто в 1979 г. Приурочено к крупному поднятию, представленному рифовой постройкой высотой до 1700 м с размерами 16х29 км. Существенным элементом её морфологии является кольцевой фаменско-нижнекаменноугольный рифовый массив высотой до 800 м, основанием которому послужила структура тектонической природы по кровле терригенных отложений девона амплитудой до 300 м. Плоская вершина массива в восточной части надстроена раннепермским атоллоподобным рифом высотой 700-800 м и размерами 10х10 км. Залежь НГК массивная, высота газоконденсатного слоя до 1420 м, толщина нефтяного слоя 200 м. Продуктивными являются биогермные известняки, доломиты и переходные разности. Возрастной диапазон продуктивных отложений от верхнего девона до артинского яруса нижней перми.

З а п а д н о – Т е п л о в с к о е НГК месторождение расположено в северной части бортового уступа. Открыто в 1973 г. Залежь Г, К и Н массивного типа приурочена к рифовым известнякам артинского возраста, незначительная газовая часть связана с доломитами нижней части кунгура. Относится к категории мелких.

Подобное строение имеют и другие месторождения нефти и газа северного бортового уступа, связанные с подсолевыми пермскими (артинскими и нижнекунгурскими) отложениями.

Центрально-Прикаспийская НГО расположена в наиболее погруженной части мегасинеклизы, где подсолевые отложения на значительной части территории из-за больших глубин слабо изучены бурением. Её перспективность из-за больших глубин связывается с надсолевым комплексом. НГО малоизученна. Широко проводившиеся в 1960 гг. ГРР, в том числе значительный объем глубокого бурения, не привели к открытию крупных месторождений, т.к. основные объемы бурения были нацелены на поиск присводовых ловушек, в то время как в надсолевом комплексе широко распространены приконтактные ловушки, экранированные разломами и соляными штоками. Предполагаемый разрез. Но установлено достаточно широкое развитие коллекторов в надсолевом комплексе отложений, в особенности в нижнем и верхнем триасе, средней юре, нижнем мелу и плиоцене. Установлены многочисленные нефтепроявления и небольшие нефтяные месторождения (Шингиз, Болганмола), газопроявления (в мезозое) и небольшие скопления газа (Карагай, Бесоба).

Астрахано-Калмыцкая НГО занимает ЮЗ часть Прикаспийской НГП, включая в себя зону сочленения кряжа Карпинского с Прикаспийской впадиной (Каракульская зона поднятий), Астраханский свод и Сарпинский прогиб. Мощность осадочного чехла более 8 км.Продуктивны отложения и подсолевого и надсолевого комплексов: среднекаменноугольного, триасового и юрского НГК. Подсолевой комплекс преимущественно газоносен, в нём в известняках башкирского яруса открыто крупнейшее ГК Астраханское месторождение.

А с т р а х а н с к о е месторождение расположено в южной прибортовой зоне П. впадины, открыто в 1976 г., разрабатывается с 1986 г. Уникальное по запасам свободного газа. Приурочено к одноименному своду размером 100х45 км с амплитудой свода 350 м. Промышленная газоносность выявлена в ПС карбонатных отложениях среднего карбона, размеры залежи 100х40 км, этаж газоносности 220 м. Коллекторы – известняки, ФЕС низкие, пористость 8-11%.

Также в НГО открыты нефтяные месторождения Бугринское Г, Шаджинское Г и Бешкульское Н.

Южно-Эмбинская НГО примыкает непосредственно к акватории Каспия, охватывает группу Шукатско-Северо-Каспийских поднятий, Бузачинский свод, Приморскую (Каратон-Тенгизскую) зону поднятий и Южно-Эмбинское поднятие. Мощность осадочного чехла достигает 12 км, максимальный стратиграфический диапазон нефтегазоносности. Здесь открыто крупнейшее в провинции Тенгизское нефтяное месторождение, кроме него – Каратон, Королевское в подсолевых отложениях. В надсолевых отложениях месторождение Доссор и др многочисленные нефтяные месторождения.

Т е н г и з с к о е нефтяное месторождение открыто в 1979 г., относится к классу уникальных. Находится в центральной части обширного Каратон-Прорвинского карбонатного массива подсолевого комплекса отложений. В тектоническом плане занимает южный склон Гурьевского палеосвода. Приурочено к сложной эрозионно-тектоноседиментационной структуре с крутыми крыльями и широким плоским сводом. Размеры структуры по среднему карбону 30х30 км, высота около 2000 м. Промышленная нефтеносность связана с подсолевыми отложениями нижне-среднекаменноугольного и верхнедевонского возраста, залежь массивная, ВНК не выявлен. К настоящему времени самая глубокая скважина пробурена до 5413 м, промышленная нефтенасыщенность установлена до забоя; этаж нефтеносности 1545 м. Коллекторы трещинные, трещинно-кавернозные (органогенно-обломочные известняки и мергеля), открытая пористость 0,1-24%. Плотность нефти 0,789 (легкая), сернистая, парафинистая.

П р о р в и н с к о е газонефтяное месторождение. Газ и нефть в надсолевых юрских отложениях (газ в поднятом крыле).

Д о с с о р с к о е нефтяное месторождение входит в Южно-Эмбинскую группу месторождений. Открыто в 1911 г., в разработке с того же года. Соляное ядро купола Доссор залегает на глубине 400-450 м. Налсолевые отложения от пермо-триаса до нижнего мела системой грабенов и сбросов разделены на два крыла (блока) – восточное и западное. Основная залежь месторождения приурочена к восточному крылу. Главная продуктивная толща месторождения – среднеюрская. Из триаса получены слабые притоки нефти.

На Южно-Эмбенском поднятии соляные купола исчезают, кунгурская соль замещается терригенной пермью. Отложения надсолевого и подсолевого комплекса залегают с угловым и стратиграфическим несогласием.

Южно-Эмбенская НГО имеет выход на казахстанский шельф Каспия, где уже открыто крупное нефтяное месторождение Кашаган и выявлено несколько перспективных структур.

К а ш а г а н, как высокоамплитудное рифогенное поднятие в подсолевом палеозойском комлексе Северного Каспия было обнаружено поисковыми сейсмическими работами советскими геофизиками в период 1988 – 1991 гг. на морском продолжении Каратон-Тенгизской зоны поднятий. Месторождение расположено на карбонатной платформе площадью 1200 км². Средняя глубина залегания продуктивных пластов - 4300 м. Максимальная мощность нефтеносного пласта 600 м. Месторождение характеризуется высоким пластовым давлением до 850 атмосфер. Нефть высококачественная, но с высоким газовым фактором, содержанием сероводорода и меркаптанов.Запасы Кашагана колеблются в широких пределах 1,5 – 10,5 млрд т. Добыча первой нефти намечена на октябрь 2013 года, что на восемь лет позже первоначальных сроков.

Енбекско-Жаркамысская НГО охватывает территории Жаркамысского, Енбекского и Кзылджарского сводов (на рис.слева). Значительное число разведанных запасов связано с Жаркамысским районом, где открыто в частности Жанажольское газонефтяное месторождение. Кроме него – Кенкияк, Урихтау, Кожасай, Акжар.

К е н к и я к с к о е нефтяное месторождение открыто в 1959 г., разрабатывается с 1964 г. Залежи нефти и газа приурочены как к ПС, так и НС отложениям. НС отложения образуют два резко различных по условиям залегания этажа: пермо-триасовый и юрско-меловой (терригенные).Пермо-триас залегает с большими углами падения, характеризуется наличием сбросов, залежи экранированы соляными штоками или разрывными нарушениями, содержит 2 продуктивных горизонта. Юрско-меловые отложения, составляющие верхний этаж, образуют обширное пологое поднятие, не нарушенное разрывами, содержат 10 продуктивных горизонтов, залежи сводовые, частично литологически ограниченные. ПС отложения залегают на глубине свыше 3500 м, в сакмарско-артинском разрезе выделяются 5 продуктивных горизонтов мощностью от 6 до 30 м. Коллекторы порово-трещинного типа, залежь сводового-литологического типа. Ниже по разрезу с глубин 4300-4450 м из карбонатных отложений башкирского яруса были получены промышленные притоки нефти.

Ж а н а ж о л ь с к о е нефтегазовое месторождение расположено на крайнем востоке ПП. Открыто в 1978 г., разрабатывается с 1984 г. Приурочено к меридиональному поднятию амплитудой около 500 м. Установлены 2 НГ залежи в ПС комплексе – в среднем-верхнем карбоне (высота 290 м) и нижнем-среднем карбоне (480 м). Залежи массивные.

По подсчитанным ресурсам УВ (до глубины 7 км ) ведущее место в Прикаспийской НГП занимают Астраханско-Калмыцкая ГНО, Южно-Эмбинская и Волгоградско-Карачаганакская НГО.