Preview

Известия высших учебных заведений. Геология и разведка

Расширенный поиск

Геодинамические и геологические факторы образования крупных месторождений углеводородов в подсолевых отложениях Северо-Каспийского региона

https://doi.org/10.32454/0016-7762-2020-63-2-47-60

Полный текст:

Аннотация

Введение. В Северо-Каспийском регионе располагается одна из крупнейших по запасам углеводородов (УВ) в мире Астраханско-Приморская область нефтегазонакопления, которая начинается в северо-западной части суши Прикаспийского бассейна, пересекает северную акваторию Каспия и заканчивается на суше, в юго-восточной части рассматриваемого региона. Цель. Выявление геодинамических и геологических факторов формирования крупных месторождений УВ в подсолевых отложениях сложно построенного Северо-Каспийского региона Прикаспийской синеклизы.

Материалы и методы. Анализ данных о геодинамической и геологической эволюции СевероКаспийского региона Прикаспийской синеклизы и особенностей его геологического строения и развития.

Результаты. Установлено, что характер формационных рядов, геодинамическая и геологическая обстановки (наличие зон спрединга, субдукции, обусловивших интенсивный тепловой поток, наличие изолированного бассейна седиментации с интенсивным накоплением карбонатов в верхнем девоне — нижней перми, мощная соленосная покрышка кунгура) оказались весьма благоприятными для генерации, миграции и аккумуляции УВ в пределах развитых в Астрахано-Приморской нефтегазоносной области (НГО) Северо-Каспийского региона крупных тектоно-седиментационных поднятий верхнего девона-нижней перми, образованных шельфовыми биогермами, барьерными рифами, а также крупными рифогенными атоллами, сформировавшимися над древними прогибами, с которыми связаны такие крупные местоскопления УВ, как Кашаганское, Тенгизское, Астраханское, Королевское, имеющие высокие удельные запасы УВ (более 100 тыс.т/км2).

Заключение. В пределах основных палеовпадин изолированного бассейна Северо-Каспийского региона за верхнепалеозойскую историю, в основном, имело место устойчивое и длительное прогибание, благоприятное для накопления мощной толщи карбонатных (в основном рифогенных) образований, существовали геотермические и барические условия, необходимые для преобразования и последующей миграции УВ из нефтегазопродуцирующих комплексов в коллекторы, в качестве которых здесь служили, в основном, массивные карбонатные образования рифогенного генезиса, а также консервация образовавшихся месторождений мощными соленосными отложениями кунгурского яруса. Разработаны дальнейшие направления поисково-разведочных работ на шельфе этого региона для выявления новых месторождений УВ в подсолевых отложениях.

Для цитирования:


Алиева С.А. Геодинамические и геологические факторы образования крупных месторождений углеводородов в подсолевых отложениях Северо-Каспийского региона. Известия высших учебных заведений. Геология и разведка. 2020;63(2):47-60. https://doi.org/10.32454/0016-7762-2020-63-2-47-60

For citation:


Aliyeva S.A. Geodynamic and geological factors in the formation of large hydrocarbon deposits in subsalt sediments of the North Caspian region. Proceedings of higher educational establishments. Geology and Exploration. 2020;63(2):47-60. (In Russ.) https://doi.org/10.32454/0016-7762-2020-63-2-47-60

Северный Каспий — это затопленная отно­сительно недавно (в геологическом измерении) мелководным морем часть континентальной суши, принадлежащей в тектоническом плане краевой, глубоко погруженной части древнего Восточно­Европейского кратона, известной под названием Прикаспийской синеклизы. Южный фрагмент этой впадины располагается в мелководной акватории Северного Каспия [4].

В Северо-Каспийском регионе располагает­ся одна из крупнейших по запасам углеводоро­дов (УВ) в мире Астраханско-Приморская область нефтегазонакопления, которая начинается в се­веро-западной части суши Прикаспийского бас­сейна, пересекает северную акваторию Каспия и заканчивается опять на суше, в юго-восточной части рассматриваемого региона.

В пределах Северо-Каспийского региона в под­солевом комплексе выделяется крупная верхнедевонско-каменноугольно-нижнепермская Астраханско-Тенгизская (Приморская) карбонатная платформа, которая охватывает почти всю аквато­рию Северного Каспия и прилегающие с северо-за­пада и юго-востока береговые зоны [19]. На севе­ре, по разломам, карбонатная платформа граничит с Новобогатинским и Биикжальско-Кульсаринским сводовыми островодужными блоковыми подня­тиями добайкальского фундамента. На западе она распространяется до глубокого Сарпинского прогиба, а на востоке — до узкого Южно-Каратонского прогиба. Южной границей Восточно­Европейской добайкальской платформы являются палеозойские складчатые образования — кряж Карпинского, Северо-Бузачинское палеозойское поднятие и их морские продолжения.

Вдоль южного борта Прикаспийской синекли­зы, к северу от этих складчатых сооружений про­слеживается межплатформенная шовная зона, именуемая Каракульско-Жельтаузской зоной дис­локаций. Границей между складчатыми палеозой­скими сооружениями кряжа Карпинского — Северо-Бузачинской зоны и Каракульско-Жельтаузской зоной дислокаций является региональная Донец­ко-Астраханская зона глубинных разломов и надви­гов (краевой шов) [3, 8]. Границей между складча­тыми структурами Северо-Бузачинского поднятия и Тугаракчан-Сарыкумской шовной зоной являет­ся Южно-Эмбенский осевой разлом. Все отме­ченные структурно-тектонические элементы суши имеют свое продолжение и в акватории Каспия. Характер сочленения складчатых сооружений кря­жа Карпинского и Северо-Бузачинского поднятия в море остается невыясненным (рис. 1).

Рис. 1. Схема тектоники зоны сочленения южной части Прикаспийской синеклизы Восточно-Европейской платформы и северо-восточной части Скифско-Туранской плиты
Условные обозначения: 1 — Прикаспийская синеклиза Восточно-Европейской платформы с добайкальским фундаментом; 2 — Скифско-Туранская эпигерцинская платформа; 3 — Южная граница Прикаспийской сине­клизы; 4 — Границы Северо-Каспийского региона; 5 — Северо-Астраханско-Биикжальская островодужная область блоковых поднятий фундамента с маломощным терригенным комплексом подсолевых отложений; 6 — Заволжско-Тугаракчанский прогиб по фундаменту, область интенсивного карбонатонакопления с преоб­ладанием тектоно-седиментационных рифогенных биогерм в верхнем девоне — нижней перми (Астраханско­Приморская карбонатная платформа); 7 — Каракульско-Жельтаузская переходная от Прикаспийской мега­синеклизы к Скифско-Туранской плите покровно-надвиговая область дислокаций, с погребенными рифовыми массивами девона-нижняя пермь; 8 — тектоническая область кряжа Карпинского — Северо-Бузачинская, зона столкновения Скифско-Туранской и Восточно-Европейской платформ и субдукции; 9 — границы высту­пов по добайкальскому фундаменту; 10 — границы прогибов по добайкальскому фундаменту
Fig. 1. Scheme of tectonics of the Joint zone of the southern part of the Caspian syneclise of the East European Plat­form and the northeastern part of the Scythian-Turan plate
Legend: 1 — Pre-Caspian syneclise of the East European platform with a pre-Baikal basement; 2 — Scythian-Turanian of Epihercyn platform; 3 — Southern border of the Pre-Caspian syneclise; 4 — Borders of the North Caspian region; 5 — North-Astrakhan — Biikzhal island arc region of block uplifts of the basement with a thin terrigenous complex of subsalt deposits; 6 — Zavolzhsko-Tugarakchan trough along the basement, an area of intense carbonate accumulation with a predominance of tectonic-sedimentary reef bioherms in the Upper Devonian — Lower Permian (Astrakhan-Primorskaya carbonate platform); 7 — Karakul-Zheltauz transitional from the Caspian megasyneclise to the Scythian-Turanian plate cover-thrust zone of dislocations, with buried reef massifs of the Devonian-Lower Per­mian; 8 — Tectonic area of the Karpinsky ridge — North -Buzachy, the collision zone of the Scythian-Turanian and East European platforms and subduction; 9 — boundaries of ledges along the pre-Baikal basement; 10 — boundaries of troughs along the pre-Baikal basement

В пределах Северо-Каспийского региона, яв­ляющегося крайней южной частью Прикаспий­ской синеклизы, осадочный разрез занимает стра­тиграфический интервал от верхов протерозоя вплоть до современных отложений. Мощность осадочного чехла, залегающего на добайкальском фундаменте, составляет здесь 10—16 км.

В разрезе осадочного чехла акваториальной зоны Северного Каспия и его берегового обрамления вы­делены три основных структурно-формационных эта­жа: подсолевой (докунгурский) — терригенно-карбонатный, соленосный (кунгурский) и надсолевой (верхнепермско-мезозойский, терригенный), разли­чающихся по истории геологического развития, ха­рактеру структуроформирующих факторов, а также по условиям нефтегазообразования и нефтегазона­копления. Нефтегазоносность этого региона выяв­лена в надсолевом комплексе (более 200 небольших по запасам УВ месторождений, приуроченных к со­лянокупольным поднятиям в северо-восточном и вос­точном береговом обрамлении Северного Каспия — Эмбенская нефтегазоносная область), а в подсолевом комплексе вплоть до 2000 г. были выявлены только на суше такие гигантские по запасам УВ месторо­ждения, как Астраханское газоконденсатное (в севе­ро-западной части берегового обрамления), Тенгиз­ское и другие нефтяные (в восточной части берегового обрамления).

В начале 2001 г. в результате проведенного бу­рения консорциумом компаний (ОКЮС) в сводо­вой части рифогенного поднятия по подсолевым отложениям Кёр-оглы — Нубар, расположенном в Казахстанском секторе шельфа Северо-Каспий­ского региона, были открыты в подсолевых отло­жениях новые крупные нефтяные месторождения, названные казахстанскими геологами Кашаганское-западное и Кашаганское-восточное.

Структура Кашаган (Восточный Кашаган) по отражающему горизонту П1, отождествляе­мому с кровлей подсолевых отложений, имеет вид треугольника с широкой юго-западной периклиналью (30—35 км) и узкой северо-восточной. Сводовая часть структуры осложнена несколькими вершинами, кровля подсолевого горизонта в кото­рых составляет 3800—4000 м. Размеры структуры по оконтуривающей изогипсе подсолевого гори­зонта 4200 м: длина — 38 км, ширина на юго-за­паде — 28 км, на северо-востоке — 4—7 км [18][19]. Структура Кёр-оглы (Западный Кашаган) вы­тянута в северо-восточном направлении. Глуби­на залегания кровли подсолевого горизонта в своде поднятия составляет 3800 м. Западная периклиналь структуры из-за ухудшения сейсми­ческого материала остается неизученной. Разме­ры структуры 32x11 км.

С августа 1999 по июль 2000 г. на участке Вос­точный Кашаган было проведено поисковое буре­ние с баржи «Сункар». В результате из подсолевых карбонатных отложений был получен промыш­ленный приток УВ: дебит нефти — 600 м3/сут, де­бит газа — 1 99 тыс. м3/сут на штуцере 1 2,7 мм. На участке Западный Кашаган разведочное буре­ние длилось с сентября 2000 по май 2001 г. В ре­зультате из подсолевых карбонатных отложений карбона был получен промышленный приток неф­ти дебитом 540 м3/сут, газа 215 тыс. м3/сут на шту­цере 1 2,7 мм.

Полученная нефть легкая, маловязкая, сер­нистость 1,87%, плотность 798,5—805,9 кг/м3. Содержание бензиновых фракций до 41% при температуре 200 °С, до 74,5% при 350 °С. В составе растворенного газа содержится мета­на — 46,3%, сероводорода — 16,5%.

Разрез продуктивных башкиро-визейских от­ложений представлен различными типами био- и фитогенных известняков; органогенно-водо­рослевые известняки почти наполовину состоят из обломков макрофауны; встречаются сгустковокомковатые и оолитовые разности; характерны процессы переотложения. Породы неравномерно перекристаллизованы, слабо доломитизированы. Цемент кальцитовый (15—30%), коллекторы поровые, трещинно-поровые, средняя емкость коллекторов по ГИС — 7,3—8,6%. В качестве флюидоупора выступает кунгурский соленосный комплекс [3]. Из этих скважин были получены фонтанные притоки нефти, идентичные по химиче­скому составу, что позволяет говорить о возможно едином нефтяном месторождении, площадь кото­рого составляет более 3 тыс. км2.

Высота верхнедевонско-башкирской залежи, по аналогии с соседним Тенгизским месторожде­нием УВ с массивной рифогенной залежью, с кото­рым Кашаганские месторождения имеют геологи­ческое сходство, ожидается порядка 1500 м.

В случае если дальнейшие разведочные работы подтвердят размеры выявленных залежей нефти, то эти месторождения могут стать самыми круп­ными из разведанных на шельфах за последние 30 лет, после открытия в 1969 г. месторождения Прадхо-Бей на Аляске. По предварительным оцен­кам геологические запасы нефти Кашаганского ме­сторождения оцениваются примерно в 7 млрд т, или 40 млрд баррелей. Геологические запасы газа оцениваются более чем в 3 млрд м3 [4]. По экс­пертным оценкам, геологические ресурсы УВ под­солевых отложений шельфа Северного Каспия на 2002 г. составляли от 10,9 до 12 млрд т.у.т.

Вместе с ранее открытыми гигантскими место­рождениями УВ в подсолевых отложениях в бере­говой зоне этого огромного Северо-Каспийского нефтегазоносного региона (Астраханское, Тенгиз­ское, Каратонское, Тажигалинское) теперь, в связи с открытием гигантских месторождений на шель­фе, его размеры составляют порядка 420x100 км, а площадь — порядка 42 000 км2.

Задачей настоящего исследования является анализ геодинамических и геологических условий, существовавших в вышеуказанном регионе, при­ведших к формированию таких гигантских место­рождений в подсолевом (верхний девон-карбон — нижняя пермь) комплексе отложений.

В структуре северной части Каспийского ареа­ла прогибания выделен ряд разнонаправленных и разновозрастных рифтовых систем, послужив­ших основой для разработки различных геодина­мических моделей [7][11][12][14][15][16].

По геодинамической модели О.Г Бражникова и В.Н. Михальковой (1987) [5] в рифее-венде по­сле раскола Мегагеи началось отделение микро­континентов плато Устюрта и вала Карпинского от Восточно-Европейского континента, с кото­рым они составляли ранее единое целое. В кем­брии, ордовике и силуре продолжалось отделение этих микроконтинентов от материка с образовани­ем обширного палео-Азиатского океана, сливше­гося с океаном палео-Тетис 1, причем территория Северного Каспия в это время географически на­ходилась в южном полушарии, вблизи экватора. В девоне, карбоне и перми произошло сжатие палео-Азиатского океана, придвигание плато Устюрт и микроконтинента вала Карпинского обратно, по направлению к Восточно-Европейскому конти­ненту, однако не до первоначального, а до их современного положения. В результате поддви­гания базальтовой океанической коры в направ­лении с севера на юг со стороны центральной части Прикаспийской впадины образовалась де­вонская Биикжал — Северо-Астраханская остров­ная дуга юга Прикаспийской впадины (рис. 1), которая фактически, начиная с девона, разделила Прикаспийский бассейн на два бассейна — Цен­трально-Прикаспийский и Северо-Каспийский. Плубоководный желоб в Северо-Каспийском суб­бассейне располагался на месте современного Заволжско-Тугаракчанского прогиба и Каракульско-Жельтаузской зоны дислокации. Позже, начи­ная с конца ранней перми-триаса, Северо-Каспий­ский и Центрально-Прикаспийский суббассейны вновь становятся единым бассейном осадконакоп­ления. Значительное влияние на развитие Севе­ро-Каспийского бассейна оказали также субмери­дионально ориентированные древние рифтовые системы (Уральская, Мезенско-Каспийская и др.).

По наиболее характерным признакам геофизи­ческих полей в пределах Каспийской мегавпади­ны были выделены коллизионные, субдукционные, инверсионные, покровно-надвиговые, ретронадвиговые и рифтогенные структуры [14][15][16][17].

Южно-Эмбенский палеорифт, расположенный в пределах Северного Каспия Восточно-Европей­ской докембрийской платформы, формировался в рифее-венде (рис. 4). Морфологически огра­ничен глубинными разломами откольного типа. Кровля докембрийского фундамента по разло­мам опущена на глубину до 12—13 км. Раннегерцинский этап тектогенеза привел к раскры­тию рифта и накоплению девон-каменноугольных отложений толщиной 7—10 км. В раннепермское время в результате коллизии и столкновения Восточно-Европейской и Западно-Туранской мезоплит рифтовая зона сформировалась в инвер­сионное поднятие. По поверхности Мохоровичича на глубине 34—36 км выделяется Северо-Каспий­ское поднятие, что не исключает внедрение ман­тийного диапира по ослабленным зонам. Значе­ния плотности теплового потока равны 58 мВт/м2. Толщина земной коры сокращена до 10—16 км.

В эволюционном аспекте, исходя из приня­той геодинамической модели развития Северо-Ка­спийского региона в позднем палеозое (В.П. Паврилов, 1998) [7], когда здесь существовал замкнутый суббассейн, его можно отнести по классифи­кации Е.В. Кучерука и Е.Р. Алиевой (1983) [11] к субдукционным задуговым (или же, точнее, к междуговым) осадочным бассейнам, а с верх­ней перми-триаса, когда существовал уже единый Прикаспийский бассейн, его следует классифици­ровать как внутриконтинентальный мегабассейн или же периконтинентально-океанический тип осадочного бассейна. По классификации Б.А. Со­колова (1985) [14] в эволюционно-тектониче­ском аспекте Прикаспийская впадина, включая ее акваториальную часть, в завершающей стадии ее развития, наиболее полно отвечает наложенносинеклизному типу окраинно-платформенных бас­сейнов. Поскольку ложе бассейна хранит в себе следы древних рифтов и рифтоподобных структур, а южное его обрамление представлено Припятско-Северо-Каспийской шовной зоной, с геодинами­ческих позиций его можно рассматривать как перикратонный бассейн на более ранних рифтовых системах, которые в последующем были частич­но регенерированы или перестроены. Л.П. Зоненшайн, В.П Кориневский, В.П Казьмин и др. (1985) считают, что Прикаспийская впадина в целом мо­жет быть интерпретирована как остаточный океа­нический бассейн додевонского возраста, та­кого же типа, как современный Мексиканский залив [10]. Его ложе в центральной части впадины поглотилось в глубоководных желобах и оказалось погребенным под толщей осадков.

В позднем девоне — раннем карбоне в связи с расширением трансгрессии для большей ча­сти периконтинентальной окраины преобладаю­щим становится карбонатный тип осадконакоп­ления с формированием мелководно-морских слоистых карбонатных, терригенно-карбонатных и бассейновых формаций, приуроченных к внутренним районам Северо-Каспийского суб­бассейна. Карбонатный этап каменноугольно­го осадконакопления наиболее ярко проявился на отрезке поздневизейско-раннебашкирского времени, обусловив на значительной части окра­ины Северо-Каспийского суббассейна формиро­вание карбонатной мелководной слоистой форма­ции. Для этого этапа характерно довольно четкое выражение карбонатного шельфа с развитием на его краю рифогенной субформации (Б.А. Соко­лов, 1 985) [14].

В пределах южной части Северного Каспия, уже на Скифской плите, заложение рифта кря­жа Карпинского связано с рифейским этапом. По фундаменту рифтовая структура представ­ляет собой разновеликие блоки, ступенчато по­гружающиеся до 13—15 км. В акватории Се­верного Каспия интенсивная положительная аномалия смещается к северу, что отображает го­ризонтальный сдвиг рифта по трансформным швам скольжения. В девонских отложениях обнаруже­но внедрение мелких массивов и даек щелочных ультрамафитов, что указывает на регенерацию риф­та и растяжение его ложа по листрическим разломам, служившим магмаподводящими каналами. Позднегерцинский этап тектогенеза знаменуется столкно­вением Скифского микроконтинента с пассивной окраиной Прикаспийского континента. Дальней­шее усложнение геодинамических обстановок обусловило формирование зон покровно-надвиговых дислокаций кряжа Карпинского, под которы­ми были захоронены палеозойские платформенные отложения Прикаспийской впадины.

В районе кряжа Карпинского выделяется круп­ный низкоскоростной блок, фиксируемый повы­шенной горизонтальной расслоенностью верх­ней мантии. Расслаивание верхней кромки мантии и поддвиг нижнего слоя под Прикаспийский континент установлены сейсморазведкой МОГТ (А.Я. Бродский и др., 1994) [6].

Таким образом, исходя из особенностей геодина­мического развития на временном этапе поздний девон — ранний карбон — нижняя пермь, Севе­ро-Каспийский регион представлял собой зам­кнутый междуговой палеобассейн, ограниченный с севера поднятиями Биикжал — Северо-Астра­ханской островной дуги, а с юга ограниченный островодужной системой кряжа Карпинского — Северные Бузачи.

Здесь в условиях медленного погружения Заволжско-Тугаракчанского прогиба отмечалось интенсивное карбонатонакопление c образовани­ем мощных тектоно-седиментационных поднятий, образованных шельфовыми биогермами, барьер­ными рифами, а также крупными рифогенными атоллами, сформировавшимися над древними прогибами, которые достигают здесь мощности до 3—3,5 км (рис. 2).

Рис. 2. Геологический профильный разрез поднятия Кёр-оглы — Нубар (Кашаган) (по геофизическим данным) по линии А—А (см. рис. 3). 1 — допалеозойский фундамент; 2 — разрывные нарушения; 3 — границы рифогенных структур; 4 — соленосная толща кунгура; 5 — карбонатные рифогенные породы; 6 — скважина площади Западный Кашаган
Fig. 2. Geological profile section of the Ker-ogly — Nubar (Kashagan) uplift (according to geophysical data) along the A—A line (see Fig. 3). 1 — pre-Paleozoic basement; 2 — breaking violations; 3 — boundaries of reef structures; 4 — Kungur salt-bearing thickness; 5 — carbonate reef rocks; 6 — well of the Western Kashagan area

На рисунке 3 приведены структурно-тектони­ческие характеристики поверхностей добайкаль­ского фундамента и подсолевых отложений Севе­ро-Каспийского региона.

Наличие интенсивного теплового потока, свя­занного с внедрением мантийного диапира в пределах осевой зоны Тугаракчанского прогиба, а также близость субдукционных зон Биикжал — Северо-Астраханской островной дуги и кряжа Карпинского — Северные Бузачи способствова­ло интенсивной и полной переработке органиче­ского материала, которым богаты такие рифогенные массивы в УВ. По данным (Е.В. Кучерук и др., 1983, 1985) [11][12], именно такие осадочные бас­сейны междугового типа обладают наиболее вы­соким генерационным УВ потенциалом.

Выявленные в настоящее время крупные месторождения УВ с удельными запасами более 100 тыс. т/км2 (Астраханское, Западно-Кашаганское, Восточно-Кашаганское, Тенгизское и др.) расположены в пределах Южно-Эмбенского па­леорифта и в тыловой зоне Биикжал — Севе­ро-Астраханской островодужной системы (рис. 4).

Рис. 4. Схематическая карта тектонического, нефтегазогеологического районирования, расположения палеорифтовых, палеосубдукционных зон и перспектив нефтегазоносности подсолевых образований Севе­ро-Каспийского региона (Северо-Каспийская тектоническая (нефтегазоносная) субпровинция Прикаспийской мегасинеклизы Восточно-Европейской платформы)
Условные обозначения: 1 — граница Северо-Каспийского региона (нефтегазоносной субпровинции); 2 — юж­ная граница Прикаспийской мегасинеклизы (П-М); 3 — границы тектонических и нефтегазоносных областей Северо-Каспийской тектонической и нефтегазоносной субпровинции: I — погребенная островодужная система поднятий по фундаменту (Эмбенская нефтегазоносная область (НГО)); II — Заволжско-Тугаракчанская тектоническая область прогибания фундамента (Астрахано-Приморская НГО); III — переходная покровно-надвиговая тектоническая область (Каракульско-Жельтаузская НГО); 4 — районы развития крупных тектоно-седиментационных биогермных поднятий средне-верхнепалеозойского возраста (А-С — Астрахано — Северо-Каспийский тектонический район, линейная барьерно-рифовая система; Х-П — Хазарско-Приморский тектонический район, крупная атолловая система сложной формы); 5 — крупные выступы по допалеозойскому фундаменту в северной береговой зоне, в пределах которых отсутствуют или имеют не­значительные мощности карбонатные образования средне-верхнепалеозойского возраста (1 — Кобяковский, 2 — Октябрьский, 3 — Северо-Каспийский, 4 — Биикжальский, 5 — Мынсуалмасский (Южно-Эмбенский); 6 — вершины крупных погребенных локальных рифов и атоллов средне-верхнепалеозойского возраста, в том числе: А — контуры вершин биогерм; Б — наиболее перспективно-нефтегазоносные поднятия по подсолевым отложениям в шельфовой зоне Северного Каспия; В — поднятия с выявленной нефтеносностью подсолевых отложений; Г — Астраханское газо-конденсатное месторождение (1 — Астраханское, 2 — Имашевское, 3 — Жамбайское, 4— Жамбай-морское, 5— Северо-Каспийское, 6— Кёр-оглы (Западный Кашаган), 7 — Восточно-Кашаганское, 8 — Южно-Кашаганское, 9 — Кайран, 10— Пустынное (Шабурбалинское), 11— Тажигалинское, 12— Каратонское, 13— Королевское, 14—Тенгизское, 15— Южное). 7 — палеорифтовые систе­мы (цифры в красных квадратах): 1— Мезенско-Каспийская; 2— Южно-Эмбенская; 3— Кряжа Карпинского. 8 — палеосубдукционные (островодужные системы) (цифры в желтых квадратах): 1 — Биикжал — Севе­ро-Астраханская; 2 — Нряжа Карпинского — Северо-Бузачинская. 9 — трансформный разлом. СТ — Скифско-Туранская эпигерцинская платформа (Северо-Кавказско-Мангышлакская нефтегазоносная бассейн-про­винция): IV — тектоническая область кряжа Карпинского (Южно-Калмыцкая НГО).

Fig. 4. Schematic map of tectonic, oil and gas geological zoning, location of paleori ft, paleosubduction zones and oil and gas potential of subsalt formations of the North Caspian region (North Caspian tectonic (oil and gas) subprovince of the Caspian megasyneclise of the East European platform)
Legend: 1 — border of the North Caspian region (oil and gas subprovince); 2 — southern border of the Pre-Caspian megasyneclise (P-M); 3 — boundaries of tectonic and oil and gas bearing regions of the North Caspian tectonic and oil and gas bearing sub-province: I — buried island arc syste m of uplifts along the basement (Emba oil and gas region (OGR)); II — Zavolzhsky-Tugarakchan tectonic area of basement subsidence (Astrakhan-Primorsky OGR); III — tran­sitional nappe-thrust tectonic area (Karakul-Zheltauz OGR); 4 — areas of development of large tectonic-sedimentary biohermal uplifts of the Middle-Upper Paleozoic age (A-C — Astrakhan — North Caspian tectonic region, linear barri­er-reef system; Kh-P — Khazar-Primorsky tectonic region, large atoll system of complex shape); 5 — large protrusions along the pre-Paleozoic basement in the northern coastal zone, within which carbonate formations of the Middle-Up­per Paleozoic age are absent or have insignificant thickness (1 — Kobyakovsky, 2 — Oktyabrsky, 3 — North-Caspian, 4 — Biikzhal, 5 — Minsualmas (South Embensky); 6 — tops of large buried local reefs and atolls of the Middle-Upper Paleozoic age, including: A — contours of the tops ofbioherms; В — the most promising oil and gas uplifts in subsalt deposits in the shelf zone of the North Caspian; V — uplifts with revealed oil-bearing capacity of subsalt deposits; G — Astrakhan gas condensate field (1 — Astrakhan, 2 — Imashevsky, 3 — Zhambaysky, 4 — Zhambay-sea, 5 — North Caspian, 6 — Ker-ogly (Western Kashagan), 7 — East-Kashagan, 8 — South-Kashagan, 9 — Kairan, 10 — Pustynny (Shaburbaly), 11 — Tazhigaly, 12 — Karaton, 13 — Korolevsky, 14—Tengiz, 15—Yuzhny). 7 — paleori ft systems (numbers in red sguares): 1 — Mezen-Caspian; 2 — South Embinsky; 3 — Karpinsky Ridge. 8 — paleosubduction (island arc systems) (numbers in yellow sguares): 1 — Biikzhal — North-Astrakhan; 2 — Karpinsky Ridge — North-Buzachy; 9 — transform fault. ST — Scythian-Turanian Epigertsin platform (North Caucasian-Mangyshlak oil and gas basin-province): IV — tectonic region of the Karpinsky ridge (South Kalmyk OGR).

Выделенные в результате сейсмо-стратиграфического анализа группировки подсолевых поднятий рифогенного генезиса в северо-за­падной и восточной частях акватории Северного Каспия располагаются на двух крупных ветвях Астраханско-Приморской верхнедевонско-нижнекаменноугольной карбонатной платформы: Астра­ханско-Северокаспийской линейной барьерно-ри­фовой системой, имеющей размеры 250x30 км, которая включает такие крупные рифогенные под­нятия (или группы поднятий), как Астраханское, Имашевское, Жамбайское, Жамбай-морское, Се­веро-Каспийское, и Хазарско-Приморской атолло­вой системой, разделенных глубоким Пешнинским прогибом. Проведенные структурные построения в пределах Хазарско-Приморской атолловой си­стемы показывают, что выявленные в восточной и центральной частях экваториальной зоны Заволжско-Тугаракчанского прогиба (Приморский и Хазарский нефтегазоносные районы) поднятия Кёр-оглы — Нубар (Кашаганские), Пустынный (Шабурбалинская), Кайран и другие имеют связь с крупным погребенным Каратон-Тенгизским атол­лом в береговой зоне, а также с поднятиями, обра­зующими единую внешнюю зону на склонах это­го атолла. По предварительным расчетам размер внешнего кольца этого крупного атолла достигает 180x90 км (рис. 4).

Строение этого атолла аналогично строению кольцевой структуры гигантского атолла мелового возраста Эль-Абра с обрамляющей его внешней зоной, структур Поса-Рика нефтегазоносной зоны Фаха-де-Оро в Примексиканской впадине.

Исходя из геодинамического и ретроспектив­но-бассейнового анализов, территория крупного Северо-Каспийского осадочного бассейна с уста­новленной нефтегазоносностью как в подсолевых, так и в надсолевых образованиях была нами клас­сифицирована как Северо-Каспийская нефтегазо­носная субпровинция (НГСП), входящая в Прика­спийскую нефтегазоносную бассейн-провинцию (НГБ-П) [3][4].

Выделение Северо-Каспийской субпровинции обосновывается тем, что во время формирования основных подсолевых нефтегазоносных комплек­сов девона-карбона — нижней перми этот регион, представлявший собой крупный осадочный палеобассейн, был изолирован от остальной части Прикаспийской НГБ-П островодужной системой (барьерная зона поднятий блоков добайкальско­го фундамента) [3], а при формировании надсолевых регионально-нефтегазоносных комплексов (верхняя пермь — мезозой — палеоген) эти па­леобассейны соединились в единый крупнейший Прикаспийский палеобассейн.

В соответствии с особенностями геологическо­го строения и развития в этой субпровинции был выделен ряд НГО. Так, в пределах восточной части островодужной зоны поднятий (барьерная зона поднятий блоков добайкальского фундамента) вы­делена Эмбенская НГО, в которую входят Кошалакско-Карабатанский, Кобяковско-Новобогатинский и Гурьевско-Кульсаринский НГР. В эти НГР вхо­дит ряд ЗНГН. Нефтегазоносность здесь связана с надсолевыми — верхнепермско-мезозойскими отложениями.

Расположенная южнее Заволжско-Тугаракчанская депрессионная тектоническая область, в связи со сходным геологическим строением, идентичностью формирования и типов выявлен­ных здесь крупных местоскоплений углеводоро­дов в подсолевых образованиях (Астраханское, Кашаганские, Тенгизское и др.) была выделена в качестве Астрахано-Приморской НГО. Здесь вы­деляются Астраханский НГР, в который входят Аксарайская и Южно-Астраханская ЗНГН; Хазарско­Приморский НГР, в который входят Кашаганская, Тажигали-Каратонская, Тенгизско-Королевская и Южненско-Елемесская ЗНГН.

С учетом особенностей геологического раз­вития в верхнем палеозое в центральной зоне Северокаспийской нефтегазоносной субпро­винции, испытавшей длительное прогибание (Заволжско-Хазарско-Тугаракчанская зона про­гибания, соответствующая северной зоне Астра­ханско-Приморской нефтегазоносной области), накопились терригенно-карбонатные образо­вания мощностью 8—10 км. Расчетные значе­ния температур на глубине 5 км, соответствующей усредненной глубине залегания кровли подсоле­вых образований, в рассматриваемой зоне около 110—130 °С, что благоприятно для катагенети­ческих преобразований органического вещества (ОВ) и подтверждается расчетами начальных прогнозных геологических ресурсов УВ.

По анализу данных бурения и размещению залежей УВ подсолевого комплекса, а также по материалам геофизических исследований шельфа Северного Каспия выделены или пред­полагаются по аналогии с сопредельными рай­онами следующие нефтегазоносные комплексы: додевонско-нижнедевонский терригенный, эйфельско-нижнефранский терригенный, верхнефранско-нижневизейский карбонатный, верхневизейско-нижнебашкирский карбонатный, верхнебашкирско-нижнемосковский терригенный, верхнемосковско-кунгурский карбонатно-сульфатно-соленосный [1][2]. Исходя из средних глубин залегания, а также региональной распространен­ности и значительности содержащихся в них запа­сов УВ, выявленных в отдельных нефтегазоносных комплексах берегового обрамления Северного Ка­спия, в качестве региональных нефтегазоносных комплексов подсолевых образований региона, имеющих наибольшее значение при прогнозе перспектив нефтегазоносности, следует считать среднефранско-нижневизейский карбонатный, верхневизейско-нижнебашкирский карбонатный, а также верхнемосковско-кунгурский карбонатно-сульфатно-соленосный [9][13].

В пределах Северо-Каспийского региона (Севе­ро-Каспийская НГСП), по нашему мнению, высо­кие оценки ресурсов УВ в подсолевых отложениях в полной мере соответствуют количеству прошед­ших здесь стадий геодинамической эволюции, в процессе которой здесь имелись крупные зоны спрединга (палеорифты: Мезенско-Каспийский, Южно-Эмбенский и Кряжа Карпинского), а также зоны субдукции (островные дуги: Биикжал — Се­веро-Астраханская, Кряжа Карпинского — Север­ные Бузачи) (рис. 4).

Таким образом, геодинамические и геологи­ческие условия и температурный режим ока­зались весьма благоприятными для генерации, миграции и аккумуляции УВ в пределах разви­тых здесь тектоно-седиментационных поднятий верхнего девона — нижней перми, образован­ных шельфовыми биогермами, барьерными ри­фами, а также крупными рифогенными атоллами, сформировавшимися над древними прогибами по фундаменту, с которыми связаны такие круп­ные местоскопления УВ, как Кашаганское, Тенгиз­ское, Астраханское, Королёвское.

Наибольшие перспективы нефтегазоносности здесь связаны с среднефранско-нижневизейским карбонатным, верхневизейско-нижнебашкирским карбонатным и верхнемосковско-кунгурским карбонатно-сульфатно-соленосным региональ­но-нефтегазоносными комплексами в погребенных локальных биогермных поднятиях, выявленных сейсморазведкой в пределах Заволжско-Тугаракчанской области прогибания фундамента (Астра­хано-Приморская НГО).

Исходя из всего вышеизложенного, по оцен­ке геодинамических и геологических факторов, определяющих условия возникновения и развития процессов нефтегазообразования, можно сделать заключение, что в пределах основных палеовпа­дин изолированного бассейна Северо-Каспий­ского региона за верхнепалеозойскую историю в основном имело место устойчивое и длительное прогибание, благоприятное для накопления мощ­ной толщи карбонатных (в основном рифогенных) образований, существовали геотермические и ба­рические условия, необходимые для преобразова­ния и последующей миграции УВ из нефтегазопро­дуцирующих комплексов в коллекторы, в качестве которых здесь служили в основном массивные карбонатные образования рифогенного генезиса, а также консервация образовавшихся месторо­ждений мощными соленосными отложениями кунгурского яруса.

Исходя из данных о геологическом строении и перспективах нефтегазоносности подсолевых палеозойских отложений шельфа Северного Ка­спия предлагаются нижеследующие направле­ния поисково-разведочных работ на шельфе это­го региона.

1. В пределах шельфа Астрахано-Приморской НГО — по Кашаганской группе рифогенных под­нятий основными направлениями работ является доразведка выявленных залежей нефти по Запад­ному и Восточному Кашаганам в рифогенных образованиях карбона и поиски новых залежей в девонских отложениях по этим площадям, а так­же поиски залежей нефти в подсолевых отложе­ниях на площади Южный Кашаган (см. рис. 4), для чего потребуется бурение скважин глубиной 6500—7000 м.

По остальным перспективно-нефтегазоносным тектоно-седиментационным биогермным подня­тиям, выявленным на шельфе Северного Каспия в подсолевых образованиях Хазарско-Приморской атолловой системы (Кайран, Пустынный) и Астра­хано-Северо-Каспийской линейной барьерно-ри­фовой системы (Жамбай, Жамбай-морской, Се­веро-Каспийской), необходимо проведение детальных сейсморазведочных исследований — для подготовки их к поисковому бурению. По ре­зультатам этих исследований в сводовых зонах этих поднятий следует провести бурение пара­метрических скважин на глубину 6500—7000 м для изучения разреза и нефтегазоносности под­солевых биогермных карбонатов на максималь­но возможную глубину, после чего определить направления поискового бурения по этим пер­спективным площадям.

2. В пределах шельфа самой южной весьма сложной переходной покровно-надвиговой тек­тонической области (Каракульско-Жельтаузской НГО) необходимо проведение комплекса геофи­зических исследований для выявления перспек­тивно-нефтегазоносных погребенных рифогенных поднятий. Для детализации сложнопостроен­ных структур целесообразно применять здесь объемную сейсморазведку, основанную на об­работке площадных наблюдений с последующей пространственной интерпретацией. После выяв­ления наиболее благоприятных поднятий следует для изучения разреза и нефтегазоносности па­леозоя в поднадвиговом (автохтонном) комплексе провести параметрическое бурение.

Осуществление вышеуказанных исследований позволит выявить новые крупные месторождения УВ на шельфе Северного Каспия.

Полученные результаты вышеуказанных иссле­дований позволяют рекомендовать обязательное использование анализа геодинамических эволю­ций земной коры в качестве важного критерия при оценке перспектив нефтегазоносности круп­ных сложно построенных регионов.

Список литературы

1. Авербух Б.М., Алиева С.А. Промышленная нефтегазоносность шельфа Северного Каспия // Геология нефти и газа. 2006. № 1. С. 18—24.

2. Ажгалиев Д.К. Девонские отложения — перспективное направление поисковых работ на нефть и газ в Прикаспийском бассейне // Георесурсы. 2017. Т. 19. № 2. С. 111—116. https://doi.org/10.18599/grs

3. Ажгалиев Д.К., Каримов С.Г., Исаев А.А. Региональное изучение — следующий важный этап в оценке нефтегазоносного потенциала осадочных бассейнов Западного Казахстана // Георесурсы. 2018. № 20 (1). С. 16—24. https://doi.org/10.18599/grs

4. Алиева С.А., Авербух Б.М., Серикова У.С., Мустаев Р.Н. Геология и нефтегазоносность Каспийской впадины. М.: Научно-издательский центр ИНФРА, 2014. 486 с.

5. Бражников О.Г., Михалькова В.Н. Геодинамика и нефтегазоносность Прикаспийской впадины // Нефтегазоносность Прикаспийской впадины и сопредельных районов. М.: Наука, 1987.

6. Бродский А. Я., Воронин Н. И., Миталев И. А. Строение нижнекаменноугольных и девонских отложений и направления нефтегазо-поисковых работ на Астраханском своде // Геология нефти и газа. 1994. №. 8. С. 8—11.

7. Гаврилов В.П. Геодинамическая модель нефтегазообразования в литосфере и ее следствия // Геология нефти и газа. 1998. № 6. С. 2—12.

8. Джафаров И.С., Керимов В.Ю., Шилов Г.Я. Шельф, его изучение и значение для поисков и разведки скоплений нефти и газа. СПб.: Недра, 2005. 384 с.

9. Жемчугова В.А., Макарова Е.Ю., Наумчев Ю.В., Макаров Н.Д., Панков В.В. Карбонатные резервуары подсолевых отложений Прикаспийской синеклизы. Георесурсы. 2017. Спецвыпуск. Ч. 2. С. 194—207. DOI: 10.18599/grs.19.20

10. Зоненшайн Л.П., Кориневский В.Г., Казьмин В.Г. Строение и развитие Южного Урала с точки зрения тектоники литосферных плит // История развития Уральского палеоокеана. М.: Институт океанологии АН СССР, 1985.

11. Кучерук Е.В., Алиева Е.Р. Современное состояние классификации осадочных нефтегазоносных бассейнов. М.: ВНИИОЭНГ, 1983. 89 с.

12. Кучерук Е.В., Ушаков С.А. Тектоника плит и нефтегазоносность. М.: ВНИИТИ, 1985. 200 с.

13. Мурзагалиев Д.М. Атырауский филиал АО «Геотекс» // Геология нефти и газа. 1998. № 2. С. 10—15.

14. Соколов Б.А. Эволюционно-динамические критерии оценки нефтегазоносности недр. М.: Недра, 1985. 168 с.

15. Сорохтин О.Г., Ушаков С.А. Глобальная эволюция Земли. М.: МГУ, 1991. 445 с.

16. Сорохтин О. Г., Ушаков С.А. Развитие Земли. М.: МГУ, 2002. 506 с.

17. Ступакова А.В., Пашали А.А., Волянская В.В., Суслова А.А., Завьялова А.П. Палеобассейны — новая концепция моделирования истории геологического развития и нефтегазоносности регионов // Георесурсы. 2019. 21(2). С. 4—12. https://doi.org/10.18599/grs.2019.2.4-12

18. Тулегенова Г., Сеитов Н.С. Тектоническое районирование и геодинамические условия формирования структур Северо-Каспийского нефтегазоносного региона // Известия Национальной академии наук Республики Казахстан. Серия геологии и технических наук. 2016. № 2. C. 5—16.

19. Халилов Э.А., Авербух Б.М., Мамедова В.А., Гусейнов Г.М. Геодинамические и палеогеографические условия формирования регионально-нефтегазоносных формаций палеозоя Северного Каспия // Геолого-геохимические исследования при поисках, разведке и разработке месторождений УВ. Баку: Тематический сборник научных трудов АзИУ, 1991.


Об авторе

С. А. Алиева
Азербайджанский государственный университет нефти и промышленности
Азербайджан

Алиева Судаба Аждар — кандидат геолого-минералогических наук, доцент кафедры «Нефтегазовая геология». Scopus Author ID: 57208565579

34, проспект Азадлыг, г. Баку AZ1010



Для цитирования:


Алиева С.А. Геодинамические и геологические факторы образования крупных месторождений углеводородов в подсолевых отложениях Северо-Каспийского региона. Известия высших учебных заведений. Геология и разведка. 2020;63(2):47-60. https://doi.org/10.32454/0016-7762-2020-63-2-47-60

For citation:


Aliyeva S.A. Geodynamic and geological factors in the formation of large hydrocarbon deposits in subsalt sediments of the North Caspian region. Proceedings of higher educational establishments. Geology and Exploration. 2020;63(2):47-60. (In Russ.) https://doi.org/10.32454/0016-7762-2020-63-2-47-60

Просмотров: 69


Creative Commons License
Контент доступен под лицензией Creative Commons Attribution 4.0 License.


ISSN 0016-7762 (Print)
ISSN 2618-8708 (Online)