Бассейн: Прикаспийский (ID: 141)

Свойства

Тип бассейна: Платформ

Подтип бассейна: Внутриплатформенный (интракратонный)

Класс бассейна: Синеклизный

Возраст бассейна: Очень древний - Протеразойский

Тип полезных ископаемых:

Геологический возраст начало:

Геологический возраст конец:

Площадь: 563276.1 км²

Описание

Прикаспийская нефтегазоносная провинция расположена в юго-восточной части Восточно-Европейской платформы в преде­лах Уральской, Гурьевской, Мангышлакской и Актюбинской об­ластей Казахстана, Волгоградской, Саратовской, Оренбургской, Астраханской областей и Калмыкии Российской Федерации и се­верной части шельфа Каспийского моря. Общая площадь провин­ции 500 тыс. км², в том числе в России 120 тыс. км².

В тектоническом отношении (рис. 1) Прикаспийская провинция приурочена к одноименной мегасинеклизе в юго-восточной глубоко погруженной части Восточно-Европейской платформы, выполненной осадочным чехлом огромной мощности — до 22 км. Объем осадков, выполняющих впадину, превышает 4 млн км³, из них палеозойские отложения составляют 60%, мезозойские — 30 и кайнозойские — 10.

На востоке Прикаспийскую мегасинеклизу от Уральской складчатой зоны отделяет Предуральский краевой прогиб, Актюбинский и Атжаксинский периклинальные прогибы. На юго-вос­токе по поверхности фундамента и мезозойским отложениям меж­ду Прикаспийской мегасинеклизой и Северо-Устюртским бай­кальским массивом контрастная граница не выявляется. Условно ее проводят для палеозойского комплекса по Южно-Эмбенскому разлому. На юго-западе Прикаспийская мегасинеклиза по Донбасско-Астраханской покровно-надвиговой зоне граничит с герцинидами кряжа Карпинского. Западная и северная границы мегасинеклизы проводятся по нижнепермскому карбонатному бор­товому уступу, протягивающемуся с юга на север на расстояние 1500 км от Волгограда до Оренбуржья. На западе по поверхности фундамента границей служит Волгоградский разлом, на севере — крутой Жадовский флексурообразный перегибу

 Рис.1. Схема структурно-тектонического районирования фундамента Прикаспийской впадины. (Составил Х.Б.Абилхасимов с использованием материалов ИГН им.К.И.Сатпаева, ВНИГНИ, Гурьевнефтегазгеология).

Прикаспийская мегасинеклиза является крупнейшей на зем­ном шаре областью развития соляной тектоники (рис. 2). Соль кунгурского возраста в виде соляных куполов, гребней, валов, мас­сивов иногда достигающих огромных размеров (1000 — 1500 км²) прорывает многокилометровую (8 — 9 км) толщу вышележащих отложений и часто выходит на поверхность, иногда образуя соля­ные озера, разрушая имевшиеся залежи нефти и газа и создавая новые в надсолевом этаже. Общее число соляных структур пре­вышает 1700. Подсолевые отложения, которые являются основным объектом нефтегазодобычи, залегают на больших глубинах и изу­чены бурением лишь в бортовых частях провинции.

Фундамент мегасинеклизы докембрийский гетерогенный, архейско-протерозойский, в отдельных районах возможно байкаль­ский. Глубина залегания его поверхности на севере и западе 7 — 7,5 км, на юге и востоке 6 — 7 км, в зонах поднятий и на Астраханском своде 7,5 — 8 км и до 9 — 10 км в разделяющих седловинах. От бортов синеклизы фундамент уступами погружается к централь­ной части до глубины 18 — 22 км. Мощность осадочного чехла по геофизическим данным 20 — 22 км. Максимальная мощность по­род палеозоя — 13 км, мезозоя — 4,5 км, кайнозоя — 3,5 км. Для вскрытой части разреза региона характерно наличие большого числа крупных стратиграфических и угловых несогласий.

Морские отложения занимают свыше 90% разреза, среди них карбонатных пород 20 — 25%.

В осадочном чехле Прикаспийской впадины выделяются че­тыре структурных этажа: палеозойский (подсолевой), кунгурский (соленосный), верхне пермско-палеогеновый (надсолевой) и нео­геновый. Строение Прикаспийской мегасинеклизы наряду с со­ляной тектоникой определяют бортовые уступы и глубинные раз­ломы, по которым кровля подсолевых отложений круто погружа­ется к центральным частям мегасинеклизы и благодаря которым фундамент, а, следовательно, вышележащие отложения оказыва­ются дифференцированы на приподнятые и опущенные блоки.

 

Рис. 2. Схематический геологический профиль Прикаспийской синек­лизы (Г.А. Габриэлянц, 2000). Типы пород: 1 — сульфатно-соленосные, 2 — терригенные, 3 — карбонатные мелководные, 4 — глинисто-кремнисто-карбонатные депрессионные, 5 — преимущественно терригенные уплот­ненные и дислоцированные; геофизические слои: 6 — гранито-гнейсо-вый, 7 — базальтовый, 8 — разломы, 9 — глубокие скважины

Крупными ведущими структурными элементами платформен­ного чехла являются в надсолевых комплексах Гурьевская систе­ма прогибов: Каратонский, Байчунасский, Прорвинско-Буранкульский, — на западе и юго-западе Волгоградский и Сарпинский, в центральной части Новоузеньский и Джамбейтинский прогибы, разделенные приподнятыми зонами.

В подсолевых отложениях в юго-восточной части Прикаспий­ской синеклизы выделяется северный склон Южно-Эмбинского палеозойского поднятия, западнее которого располагаются Кара-тонское и Прорвинско-Азнагульское поднятия. У восточного по­бережья северного Каспия выделяется Каратонско-Тенгизская зона поднятий, достигающая 150 км в длину. На крайнем юго-за-даде Прикаспийской синеклизы по всем горизонтам подсолевого комплекса выделяется Астраханский свод — крупное палеозой­ское поднятие (180 х 100 км). К югу от Астраханского свода распо­ложен Каракульский инверсионный прогиб.

 Первые месторождения нефти в Эмбинской области были извес­тны еще в XIX веке. К настоящему времени в Прикаспийской нефте­газоносной провинции открыто свыше ста двадцати месторождений: 60 нефтяных, 22 нефтегазовых, 11 нефтегазоконденсатных, 7 газокон-денсатных, 18 газовых, среди которых такие гигантские по геологи­ческим запасам, как Тенгизское (н), Карачаганакское (гк), Астраханс­кое (гк) и др. В настоящее время на казахстанском шельфе Прикас­пийской нефтегазоносной провинции открыто новое самое крупное в Казахстане нефтяное месторождение Капитан, запасы которого пре­вышают запасы Тенгизского месторождения на 300 млн т. В разведке и разработке участвуют 7 компаний. Добыча нефти начнется в 2005 г. В Прикаспийской провинции в надсолевом комплексе залежи пласто­вые сводовые полного контура, экранированные соляным штоком, сбросами в своде и на периферии, плоскостью несогласия в подо­шве трансгрессивного комплекса, реже литологически ограничен­ные. В подсолевых отложениях залежи массивные, массивно пласто­вые, пластовые, изредка с литологическими ограничениями. На мес­торождениях количество продуктивных залежей варьируется в ши­роких пределах, от единиц до нескольких десятков (рис. 3).

На основании данных геофизических исследований и буре­ния проведено нефтегазогеологическое районирование террито­рии Прикаспийской НГП, в составе которой было выделено 5 НГО: Волгоградско-Карачаганакская, Енбекско-Жаркамысская, Южно-Эмбинская, Астраханско-Калмыцкая, Центрально-Прикаспийская. 

Рис. 3. Схема перспектив нефтегазоносности подсолевого палеозойского комплекса Прикаспийской впадины. Составил: Абилхасимов Х.Б. 2009 г. с использованием материалов ВНИГНИ, ВНИГРИ, ИГН им.К.И.Сатпаева, Гурьевнефтегазгеология

Значительное количество разведанных и эксплуатируемых месторождений расположены в пределах этих областей.

В Прикаспийской провинции нефтегазоносность отмечается практически по всему вскрытому разрезу осадочного чехла.

В подсолевом этаже залежи УВ связаны преимущественно с четырьмя основными нефтегазоносными комплексами, литология и стратиграфический объем которых изменяется по площади: терригенным девонским (на востоке девонско-нижнекаменноуголъным), карбонатным верхнедевонским-нижнекаменноугольным, карбонатным нижне-среднекаменноугольным (на севере и запа­де среднекаменноугольным-нижнепермским), терригенным верх-некаменноугольным-нижнепермским.

В подсолевых отложениях открыто около 40 залежей, преиму­щественно массивного типа, в основном газоконденсатные, с ано­мально высокими пластовыми давлениями. Залежи в карбонатных резервуарах в подсолевых отложениях повсеместно содержат серо-нодород, наиболее высокие концентрации которого отмечаются в южном секторе мегасинеклизы и умеренное в северном и западном.

Нефти палеозойских подсолевых пород метанонафтенового состава в основном легкие с плотностью 833 — 823 кг/м³, малопарафинистые; содержание в %: бензиновых фракций 23 — 33, смол 10— 15 и асфальтенов до 1,2.

В надсолевом этаже Прикаспийской провинции выделяются два основных региональных нефтегазоносных комплекса: терригенный верхнепермско-триасовый и карбонатно-терригенный юрско-меловой. С ними связаны многочисленные средние чаще мелкие не­фтяные и газовые месторождения в ловушках, обусловленных соляно-купольной тектоникой. Перспективы дальнейшего наращива­ния запасов УВ в надсолевом комплексе достаточно высоки.

В надсолевых отложениях открыто свыше 470 залежей (в основном пластовых тектонически экранированных). Нефти мезозойских надсолевых отложений преимущественно тяжелые с плотностью 880 кг/м³, низким содержанием бензиновых фракций, малосернистые и сернистые, парафинистые, характерно преобладание более чем в 4 раза метанонафтеновых УВ над ароматическими. Большинство залежей в наадсолевом комплексе находится в конечной стадии разработки.

В подсолевых отложениях провинции выделяются: среднедевонско-нижнефранский НГК, представленный на северо-западном и западном обрамлении Прикаспийской мегасинеклизы преимуще­ственно терригенными породами мощностью 300— 1150 м. Пористость коллекторов 12 — 30%, проницаемость — до 0,7 мкм². В направ­лении к бортовому уступу ведущее значение преобретают порово-трещинные коллекторы. В этих коллекторах выявлена газоконденсатная залежь без примесей сероводорода на Западно-Ровненском месторождении. На севере провинции промышленная нефтегазоносность комплекса установлена на Карачаганакском месторождении.

Среднедевонские отложения (5630 — 5748 м) в объеме эйфельского и живетского ярусов   сложены темно-серыми, почти черны­ми известняками, часто органогенными, и аргиллитами. Из этих отложений получены притоки газа и нефти.

Промышленные притоки нефти из девонских отложений и признаки нефтеносности получены на Ташлинской структуре, на площадях Жанасу, Биикжал, Щучкинской, Кокпеты и др.

Среднефранско-нижневизейский НГК имеет сложное фаци-альное строение и различную полноту разрезов. Мощность комп­лекса меняется от 0 до 1500 м. В северо-западной части провинции разрез комплекса представлен преимущественно карбонатными породами. Терригенные образования носят подчиненный характер. В нижней части комплекса выявлены газонефтяные и газовые за­лежи на Западно-Ровенском и Краснокумском месторождениях.

На северо-западном прибортовом уступе Прикаспийской ме-гасинеклизы, где мощность комплекса достигает 1000 м, выявле­ны отдельные рифогенные массивы. В юго-западной бортовой зоне (Северо-Сарпинская площадь) нижняя часть комплекса представ­лена песчаниками с прослоями доломитов и известняков задонс-ко-елецкого возраста, верхняя — данково-лебедянскими глинис­тыми известняками. На юго-восточном и восточном бортах впа­дины комплекс представлен терригенными образованиями.

   Нижнекаменноугольный НГК представлен главным образом терригенными отложениями. В северо-западных районах в состав комплекса входят песчано-глинистые породы с редкими прослоя­ми углей и известняков. Нефтегазоносность установлена на Лиманских площадях, на Саратовском участке борта впадины. Про­дуктивные песчаники залегают на глубине 3500 м. Средняя откры­тая пористость 12— 15%, проницаемость — 0,22 —0,3мкм².

В юго-западной части бортовой зоны (Сарпинско-Тингутинская, Северо-Сарпинская) и на юге впадины (Каратонское поднятие) средневизейская толща выполнена органогенно-обломочными известняками с прослоями мергелей, мощностью до 250 м. На юго-востоке она представлена переслаиванием глинистых и песчаных горизонтов.

  Верхневизейско-нижнебашкирский НГК повсеместно развит на территории провинции. На него приходится основная часть промышленных запасов углеводородов. Сложен известняками, доло­митами, мергелями. Среди известняков широко распространены биоморфно-детритовые разности, обогащенные фораминиферами, водорослями, остракодами. Породы интенсивно выщелачены и ка-вернозны. Мощность комплекса 100 — 800 м. В центральных районаxвпадины и в северо-западной внутренней прибортовой зоне мощность уменьшается. В этом комплексе широко развиты мелко­водные карбонатные осадки и органогенные постройки разного типа с высокими емкостными и фильтрационными свойствами.

 

Рис. 4. Cхема расположения перспективных структур в акватории Северного Каспия и прилегающих территорий Прикаспийской впадины

С верхневизейско-нижнебашкирским НГК связаны основные продуктивные горизонты в разрезах Карачаганакского, Астрахан­ского газоконденсатных, Тенгизского нефтяного и Жанажольско-го нефтегазового месторождений.

Для комплекса характерны массивные резервуары мощнос­тью от десятков до тысячи метров. Средняя пористость коллекто­ров 10— 12%, реже — 20%. Покрышками являются глины мелекес-гко-верейской толщи, глинисто-карбонатные породы подсолевой нижней перми и кунгурской соленосной толщи (Лободинское, Ас­траханское, Тенгизское, Карачаганакское месторождения). В юго-носточной части провинции (Биикжал, Южная Эмба) преоблада­ют терригенные породы с прослоями известняков и доломитов. Глубины залегания продуктивных горизонтов 2850 — 3300 м.

   Среднекаменноугольно-нижнепермский карбонатный НГК на северном и западном бортах впадины представлен карбонатными и сульфатно-карбонатными породами. Мощность комплекса до 800 м. К внутренним районам впадины каменноугольные и ниижнепермские мелководные шельфовые известняки сменяются глубоководными кремнисто-глинистыми породами. Участки рез­кого увеличения мощностей связаны с рифовыми постройками. Пористость пород комплекса 11,5— 15%, проницаемость низкая.

На значительной части Астраханско-Актюбинской системы поднятий толщина комплекса меняется. Локальные зоны увели­ченных толщин известняков отмечены на Сарыкуме, Тохутколе и др. площадях.

Среднекаменноугольно-нижнепермский карбонатный НГК занимает второе место после нижнее-среднекаменноугольного ком­плекса по распределению промышленных запасов углеводородов. НaЖанажольском месторождении с ним связан верхний этаж продуктивности, на Карачаганакском этаж продуктивности достигает 1500 м, верхняя часть сложена ассельско-артинскими карбонатами. Залежь массивная, нефтегазоконденсатная. Карбонатные породы комплекса, залегающие непосредственно под соленоснои толщей, нефтегазоносны по всему западному и северному бортам мегасинеклизы. Залежи здесь пластовые, иногда массивные (Комсомоль­ская, Павловская, Сарпинско-Тингутинская, Липовская, Карпенкская, Западно-Тепловская, Гремячинская и др.).

    Верхнекаменноугольно-нижнепермский терригенный НГК распространен в восточной, юго-восточной и юго-западной час­тях Прикаспийской мегасинеклизы. Сложен песчано-глинистой толщей с конгломератами и гравелитами. Мощность толщи, вык­линивающейся к центральному району провинции, достигает 1 — 2,5 км. Коллекторами являются клиноформные пачки песчаников и гравелитов. На Кенкияке их мощность не превышает 45 — 50 м. Поровые коллектора нижнепермских терригенных отложений имеют пористость 9 — 13%, иногда до 20%, и низкую проницаемость.

Месторождения углеводородов подсолевого этажа Прикаспий­ской провинции представляют собой газовые залежи с высоким га-зоконденсатным фактором, переходящим в залежи легкой нефти с высоким газовым фактором. Плотность конденсата Астраханского месторождения — 0,812 г/см³, на Карачаганакском — 0,825 г/см³ на глубинах свыше 5000 м. На Жанажольском месторождении на глу­бинах около 2600 м плотность конденсата составляет 0,710 — 0,750 г/ см³. Содержание конденсата в газе на Астраханском месторожде­нии составляет 417 г/см³, на Карачаганакском — 450 г/см³  в породах нижней перми и более 1000 г/см³ в нижележащих; для верхней зале­жи Жанажольского месторождения — до 500 г/см³.

Газоконденсатные залежи характеризуются уникально высоким содержанием кислых компонентов. Суммарное их количество в се­веро-восточных и восточных районах провинции составляет 6—10%, в юго-восточных — до 24% и юго-западных — до 50%. Из них на долю сероводорода приходится: на северо-востоке провинции 4 — 5%, на востоке — до 6%, на  юго-востоке — до 20%  и  юго-западе — более 23%.

Нефти подсолевого этажа независимо от стратиграфической принадлежности близки по составу и физическим свойствам.

В надсолевых отложениях провинции выделяются: верхне-пермско-триасовый (триасовый) НГК мощностью до 3500 м, сло­женный терригенным комплексом пород. Характеризуется боль­шим количеством песчаных пластов. Открыты залежи нефти и газа на Макатском, Кульсаринском, Каратюбинском, Кенкиякском, Косчагыльском, Кумсайском и др. месторождениях.

Среднеюрский НГК мощностью до 700 м представлен терригенными породами, в которых выделяются около 16 продуктивных  пластов мощностью от 10 до 25 м. Среднеюрские отложения в цен­тральных и западных районах представлены песчано-глинистыми осадками морского происхождения. Высокими коллекторскими свойствами обладают среднеюрские песчаники в западной прибортовой зоне мегасинеклизы: пористость от 16 до 35%, проница­емость — до 1,27 мкм². Песчанистость среднеюрской толщи возрастает к востоку провинции. Промышленная нефтегазоносность
среднеюрских отложений связана в основном с лагунно-континентальными фациями байосского и батского ярусов. Залежи встречены в песчаниках погребенных речных долин и палеодельт (мес­торождения Каратюбе, Кенкияк, Акжар и др.). Со среднеюрскими отложениями связана основная промышленная нефтегазоносность надсолевого этажа провинции. С этим комплексом связаны
залежи УВ на Доссорском, Каратонском, Прорвинском, Сагизском, Буранкульском, Косчагыльском и др. месторождениях.

    Верхнеюрский НГК мощностью до 330 м приурочен к песчаникам и известнякам, которые нефтегазоносны на Кульсаринском, Старшиновском, Таловском, Спортивном, Юж. Тюлюсе и др. мес­торождениях.

  Нижнемеловой (баррем-альбский) НГК мощностью до 1540 м представлен терригенным комплексом отложений, в которых вы­деляются до 14 продуктивных  песчаных пластов баррем-готерива, апта, альба и др. мощностью 10 — 20 м. Открыты залежи нефти на Байчунасском, Каратонском, Макатском, Кульсаринском, Кенкиякском, Искине-Камышитовом и др. месторождениях.

Перспективными НГК провинции в подсолевом этаже явля­ются нижнекаменноугольно-верхнедевонский, который выражен преимущественно карбонатными разностями пород, и девонский
терригенный комплексы, продуктивные в области северного бор­та, где открыты залежи УВ на Западно-Ровенском и Краснокутском месторождениях.

Сложное тектоническое строение и литофациальные усло­вия распространения нефтегазоносных комплексов обусловили специфическую территориальную зональность распределения углеводородов и определили принципы районирования Прикас­пийской провинции, в основу которых положено выделение нефтегазоносных областей с учетом определяющего влияния структур подсолевых отложений.

Нефтегазоносные провинции и области России и сопредельных стран /Каламкаров Л.В. - Издательство Нефть и газ, Москва, 2005 г., 570 стр.

Условия формирования природных резервуаров подсолевых отложений Прикаспийской впадины и оценка перспектив их нефтегазоносности. Абилхасимов Х.Б., Москва – 2011 г.

Следующий Бассейн: test