Прикаспийская нефтегазоносная провинция

Прикаспийская мегасинеклиза, к которой приурочена одноименная провинция (Прил. 0) территориально расположена на площади Казахстана, (Уральская, Актюбинская и Гурьевская области), частично Калмыкии, на землях Оренбургской, Саратовской, Волгоградской и Астраханской областей России.. Значительную часть мегасинеклизы занимают сухие степи, на юге - полупустыни, местами с движущимися песками (Рын-пески и др.), а также северной части шельфа Каспийского моря.

На западе и на юге мегасинеклиза отчетливо выражена в рельефе как обширная низменность, на северо-востоке – как холмистая возвышенность. Большая часть ее покрыта мощными четвертичными отложениями. На востоке границами Прикаспийской мегасинеклизы являются выраженные в рельефе складчатые сооружения Южного Урала и Мугоджар, от которых она отделяется крупным Ашисайским разломом, на юго-востоке - разлом по осевой части Южно-Эмбенского поднятия; на западе – правобережье Волги, где в рельефе выражены Саратовские возвышенности и холмы Северных Ергеней вблизи Волгограда. На юге мегасинеклиза уходит на сравнительно небольшое расстояние под уровень Каспийского моря. На юго-западе граница нечеткая - мегасинеклиза заходит на обширную равнину правобережья нижнего течения Волги, к югу от Сарпинских озер, и отделяется от герцинид мегавала Карпинского краевым швом; на севере граница проходит по возвышенности Общего Сырта и широтному отрезку р. Урал. В указанных границах Прикаспийская мегасинеклиза занимает площадь свыше 500 тыс. км². в том числе в России 120 тыс. км² .

Геолого-геофизическая изученность Прикаспийской мегасинеклизы остается далеко не полной, особенно на больших глубинах. В западной ее части пробурены Аралсорская скважина до глубины 6806 м и Саратовская скважина - 5615 м; на юго-востоке пробурена Биикжальская скважина до глубины 6028 м, а на востоке Шубаркудукская глубиной - 5750 м.

Прикаспийская провинция располагается в глубокой мегасинеклизе, представляющей собой, наиболее погруженную часть Русской платформы и относится к типу переходных провинций окраинных впадин (Бакиров А.А., 1973).

Прикаспийская мегасинеклиза выполнена мощной толщей осадочных образований с наиболее полным для Русской платформы стратиграфическим разрезом верхнепалеозойских, мезозойских и кайнозойских отложений суммарной мощностью от 7000 до 17000 до 25000м. Объем осадков, выполняющих впадину, превышает 4 млн. км³, из них палеозойские отложения составляют 60%, мезозойские – 30% и кайнозойские – 10%.

Контуры мегасинеклизы четко отмечаются по гравитационным аномалиям с положительными значениями силы тяжести, сама мегасинеклиза выражена сложной мозаичной картиной значений силы тяжести. На юге, где нет четких географических границ, обрамлением ее является давно известный региональный максимум силы тяжести. На севере и западе границей является система гравитационных ступеней, соответствующих флексурообразным изгибам в мезозое и палеозое, а также крупным разломам Русской платформы: на севере - это Токаревский сброс с амплитудой 350 - 600 м, которому в палеозое соответствует Кадовский уступ, а по поверхности фундамента - Красковский «перепад» на западе – Волгоградская флексура, осложненная сбросами. Такие же нарушения предполагаются на востоке и юге. С зонами разломов связано уменьшение мощности кунгурских отложений и резкое ослабление соляной тектоники. По космическим снимкам в восточной части Прикаспийской мегасинеклизы отмечены Уильская кольцевая структура, соответствующая наиболее погруженной её части и крупнейшие зоны тектонических нарушений, ограничивающих мегасинеклизу, а также крупные радиальные разломы.

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.

В геологическом строении Прикаспийской мегасинеклизы выделяются докембрийский кристаллический фундамент и осадочный чехол.Осадочный чехол представлен четырьмя структурными этажами, подсолевым, солевым, верхнепермско-палеогеновым и неогеново - четвертичным (надсолевым), разделенными резкими стратиграфическими и угловыми несогласиями.

Фундамент. В пределах собственно Прикаспийской мегасинеклизы фундамент нигде не вскрыт из-за колоссальной мощности осадочного чехла. В региональном плане для фундамента мегасинеклизы характерны общее ступенчатое погружение от бортов к центру и наличие большого числа зон дробления фундамента. На фоне общего интенсивного погружения первоначально выделялись два крупных тектонических элемента: Восточно-Прикаспийская структурная терраса и Волго – Уральская депрессия, осложненная поднятиями и прогибами. Границу между ними связывали с субмеридиональным глубинным разломом фундамента, проходящим восточнее р. Урал. В центральной и западной частях Прикаспийской мегасинеклизы фиксируются разломы северо - восточного и северо-западного простираний, принадлежащие к системе разломов Русской платформы. К ним относятся разломы, связанные с погружением юго - восточного склона Воронежского выступа и юго -восточным продолжением Пачелмского авлакогена. Для восточной части мегасинеклизы характерны субмеридиональные разломы, параллельные простиранию Уральских герцинид.

Подсолевой этаж палеозойского возраста изучен пока в основном геофизическими - методами. По сейсмическим данным, ниже соленосной толщи кунгура, представленной зоной отсутствия отражений, отмечаются четыре горизонта. Главный сейсмический репер П₁ залегает непосредственно ниже кровли соли на абсолютных отметках от –1 до -10 км. Второй репер П₂ прослеживается обычно на 800 – 1200 м ниже главного, он приурочен к среднему карбону (малиновский надгоризонт – башкирский ярус) и залегает на глубине 2,5 -7 км. Обе поверхности расположены почти параллельно и погружаются к центральной части Прикаспийской мегасинеклизы. В восточной части синеклизы отмечен горизонт П ¹ ₂ на глубине 3,5 - 12,5 км, он приурочен к кровле нижнего карбона. В подсолевой толще намечается четвертый горизонт в восточной, части мегасинеклизы на глубине 5,5 - 15 км, соответствующий, по-видимому, поверхности терригенного девона. Поверхность докембрийского фундамента прослеживается повсеместно на глубине от 1,5 до 23 км.

В Прикаспийской мегасинеклизе на глубине 23 - 26 км в пределах изученной территории отмечается поверхность базальтового слоя с граничными скоростями 7 - 7,5 км/с и ниже- на глубине 35 - 50 км/с поверхность Мохоровичича с граничными скоростями 8 - 8,4 км.

В геотектоническом отношении для Прикаспийской мегасинеклизы характерны подсолевые палеозойские поднятия надсолевой структурный план мезозоя. Имеется унаследованность крупного плана в кунгурских отложениях, однако соляная тектоника усложняет общую картину.

Подсолевые структуры междуречья Волги и Урала погребены на большую глубину, чем в восточной части мегасинеклизы. Размеры этих структур достаточно велики и соизмеримы со сводовыми поднятиями и прогибами, вернее с их отдельными вершинами (блоками), расположенной к северу и северо-западу Волго-Уральской нефтегазоносной провинции.

Центральная часть Прикаспийской мегасинеклизы как бы перерезается в широтном направлении системой региональных гравитационных максимумов (Хобдинским, Аралсорским, Шунгийским), где предполагались подъёмы подсолевого ложа или поверхности докембрийского фундамента. Последующие геофизические исследования показали значительную глубину залегания здесь кристаллического фундамента- до 20 км, и считается, что региональные гравитационные максимумы связаны с приподнятым положением базальтового слоя. Объяснить гравитационные максимумы можно также наличием глубоких троговых структур типа авлакогенов, выполненных древними, возможно бавлинскими отложениями.

В фундаменте Прикаспийской мегасинеклизы рисуется блоковая тектоника с глубинными разломами. Отмечается ступенчатое погружение фундамента к центру. В северо-восточной части мегасинеклизы намечается Прилекская ступень, а в южной – Гурьевская (Дальян И.Б., 1978). Восточная часть мегасинеклизы и её обрамления развивались на докембрийском основании юго-восточной окраины платформы. На фоне погружения фундамента и подсолевого палеозоя с востока на запад выделяются ступени, осложнённые локальными поднятиями, - Жанажольская, Кенкиякская, Коздысайская, Шубаркудукская. В северо-западной части в пределы мегасинеклизы продолжается Рязано-Саратовский прогиб Русской платформы.

В палеозое по подсолевым горизонтам изучен крупный Астраханский свод, имеющий большое значение для дальнейших поисков местоскоплений нефти и газа в палеозое.

Астраханский свод - региональная структура на юго-западе Прикаспийской мегасинеклизы, впервые был выделен еще в 50-х годах по данным гравиметрических исследований. В последующие годы наличие свода подтвердилось результатами работ КМПВ и МОВ.

Этот свод представляет собой поднятие докембрийского фундамента, четко выраженное по отражающему подсолевому горизонту П в мезозойско-кайнозойском комплексе пород очертания свода. нечеткие, по подсолевому горизонту П, он имеет форму сегмента, обращенного выпуклой стороной к центру мегасинеклизы.

Размеры Астраханский свода по изогипсе -4500 м 220х 110 км, амплитуда 600-700 м, крылья пологие, погружаются под углом до 10⁰, свод плоский и осложнен локальными брахиантиклинальными поднятиями, оконтуривающимися изогипсами -4200 и -4000 м. С этими поднятиями связываются перспективы нефтегазоносности подсолевых отложений (карбон, девон), залегающих на доступной для бурения глубине 4000-4500м.

Каракульский вал выделен в 1969 г. работами МОВ. Это крупная валообразная палеозойская структура, простирающаяся почти широтно от дельты Волги до Сарпинских озер, образованная цепью высоко амплитудных антиклинальныx складок: Борджинской, Джакуевской, Напаловской и др. На Высоковской складке получены притоки нефти из подсолевых отложений.

В северо-восточной части мегасинеклизы по подсолевым отложениям был выявлен Троицкий вал (50 х 15 км, амплитуда 300 м).

Площадными сейсмическими исследованиями МОВ и МРНП в восточной части мегасинеклизы в палеозойских породах также установлены платформенные поднятия, представляющие большой практический интерес. К ним относятся Кенкиякское поднятие с замкнутой стратоизогипсой -3500 м (10х8 км, амплитуда 300 м), Мортукское (7х4 км, амплитуда-200 м), Шенгельшийское (6х5 км, амплитуда 300 м), Аликбекмолинское (11 х 3 км, амплитуда 300 м), Жанажольское (20х7 км, амплитуда более 400 м) и еще ряд аналогичных подсолевых структур, большая часть которых в поисковом бурении. Обычно одиночные купола или несколько соляных куполов размещаются на одной подсолевой структуре.

В надсолевой толще также имеются крупные поднятия и прогибы. В восточной части Прикаспийской мегасинеклизы были выделены крупные мезозойские поднятия Жантерекское, Танатарское, Кенкияк - Жаркамысское, Ащеульское и прогибы Байчунасский, Абжель- Ракушский и др. (Неволин Н. В., 1960 г.).

По подошве неокома выявлены крупные поднятия Аралсорское, Шунгайское, Джангалинское, Кушумское, Сагизское, Новобогатинское, Присарпинское и Сайгачье. Кроме того, отмечено большое число валов и валообразных поднятий, тяготеющих к бортовому обрамлению мегасинеклизы. Имеется ряд прогибов, из которых наиболее известны Новоузенский, Челкарский, Гурьевский и др. Указанные поднятия и прогибы подтверждаются распределением мощности основных, продуктивных горизонтов надсолевого комплекса, однако четких границ они не имеют.

В последнее время изучен северный прибортовой уступ Прикаспийской мегасинеклизы. При переходе от внешнего обрамления мегасинеклизы к ее внутренним частям здесь происходит резкое изменение литолого-фациального состава и мощности карбонатных комплексов подсолевых отложений. Важную роль в формировании северного бортового уступа играли процессы седиментации, обусловленные рифообразованием в его зоне и некомпенсированным осадконакоплением прогибанием Прикаспийской мегасинеклизы в докунгурское время. Предполагается, что мегасинеклиза по периметру аналогична впадине Мексиканского залива обрамляется нижнепермским барьерным рифом, сформировавшимся в сакмаро-артинское время над сложной многоэтажной системой рифогенных сооружений, развивающихся с позднедевонской эпохи. Иными словами, северная часть Прикаспийской мегасинеклизы в течение большого промежутка времени, начиная, с позднедевонского времени и до начала кунгурского века, испытывала интенсивное некомпенсированное осадконакоплением прогибание. Этот процесс привел к формированию в ее бортовой части барьерного рифа, «запечатанного» кунгурской солью и протягивающегося непрерывной полосой на расстояние свыше 1000 км (от Оренбурга до Волгограда) при ширине 1,5 -5,0 км. Барьерный риф разделяет глубоководные толщи депрессионного типа, развитые к югу от него в Прикаспийской мегасинеклизе, и прибрежные лагунно-морские и мелководные отложения, находящиеся к северу от него (в пределах внешней зоны Прикаспийской мегасинеклизы).

Длительное прогибание и формирование маломощных депрессионных осадков компенсировалось накоплением мощных толщ - карбонатно-глинисто-терригенной (башкирско-верейской) и соленосной (кунгурской).

Внутренняя прибортовая часть мегасинеклизы сложена предрифовыми глубоководными битуминозными, глинистыми известняками. Во внутренней ее части намечаются подъем фундамента и сокращение мощности девона, что можно объяснить обширным Карпенковским валообразным поднятием.

По поводу продолжения на юг Предуральского прогиба имеются две точки зрения. Первая точка зрения (Р. Г. Гарецкий, А. Л. Яншин и др.) - сочленение мегасинеклизы с герцинидами Урала носит шовный характер, и прогиб отсутствует. Вторая точка зрения о продолжении прогиба в пределы мегасинеклизы базируется на результатах глубокого бурения и вскрытия скважинами мощного разреза молассовых отложений. (Ю. М. Васильев и др.). Но насколько далеко протягивается часть прогиба, не ясно. Некоторые исследователи продолжают его вдоль Мугоджар лишь до широтного участка Эмбы (Н.. В. Неволин).

Нa восточном обрамлении мегасинеклизы развиты разломы и надвиги. Продолжению Предуральского прогиба сответствует тектоническая зона - Кенкиякская (шириной 80 - 100 км), где соляная тектоника носит переходный характер. Здесь по геофизическим данным намечается до пяти тектонических линий со структурами, в которых подсолевые отложения приближены к поверхности. Возможно, что рассматриваемая тектоническая зона продолжается на юго-запад, принимая субширотное направление. Здесь нет соляных куполов, в мезозое развиты платформенные линейныe структуры, осложненные на глубине солью (Прорва, Буранкуль и др.). Западным продолжением этой зоны являются подводное погребенное Южно- Каспийское поднятие, установленное геофизическими методами, и, возможно, Астраханское сводовое поднятие. Все эти структуры на юге оборваны сбросами.

Известный гравитационный максимум, прослеженный до Мугоджар, соответствует здесь Южно-Эмбенскому поднятию, где соленосные отложения кунгура замещаются сульфатно-терригенными, которые затем выклиниваются. Глубинным разломом или системой разломов северный платформенный склон Южно­Эмбенского поднятия отделяется от основной центральной и южной геосинклинальной частей, в которых каменноугольные и девонские отложения представлены в геосинклинальных формациях.

Таким образом, Южно-Эмбенское поднятие в большей части представляет собой широтный отрезок герцинской складчатой зоны, возможно, не имеющей прямой связи с погружением Урала.

Современный тектонический план Прикаспийской мегасинеклизы наметился в верхнепермское и триасовое время. В дальнейшем на фоне общего прогибания мегасинеклизы наряду с зонами ее устойчивого погружения обособились участки относительно замедленного прогибания. Они образовали в конечном итоге платформенные структуры. Кроме того, в восточной части мегасинеклизы наметились новые поднятия, отсутствовавшие в палеозое, например Сагизское. Хотя прогибание мегасинеклизы продолжалось в неогеновое и четвертичное время, особенно в западной части, в междуречье Волги и Урала, однако это существенно не изменило структурного плана мезозоя.

Типы локальных поднятий. Наиболее характерной чертой тектоники Прикаспийской мегасинеклизы является наличие соляных куполов, осложняющих структуру надсолевого этажа. Соляные купола занимают не более 25-30 % всей площади мегасинеклизы, а на долю межкупольных зон приходится 70-75% ее территории. Соляные купола хорошо отмечаются гравитационной съемкой, соляные массы дают мозаичное гравитационное поле с минимумами над соляными штоками. Общее количество соляных куполов превышает 1000, наибольшие из них известны в центральной и западной частях мегасинеклизы. В центральной ее части изучены купола - гиганты (Баскунчак, Индер, Челкар, Сахарный, Санкибай и др.). Отмечается связь между тектоникой подсолевого комплекса и расположением соляных куполов. Так, в наиболее изученном районе Доссор - Косчагыл отмечается сильная дислоцированность соляных куполов вдоль осевой части подсолевой структуры от Кара-Чунгула и Кызылкудука до Индера, В крыльевой зоне располагаются менее дислоцированные купола (Тюлюс, Косчагыл, Кульсары, Каратон, Доссор и др.). На периферии отмечаются ещё менее дислоцированные купола (Конуспай, Кандаурово и др.).

Соляные купола различаются по своей морфологии, глубине залегания, глубине эрозионного среза, интенсивности прорыва соли и другим свойствам. Для соляной тектоники характерны сбросы. Вблизи крутого крыла проходят основные и подсекающие сбросы, образующие вместе клинообразные грабены. По числу грабенов выделяются купола двукрылые, трёхкрылые, четырехкрылые и т. п. Каждое крыло мелкими сбросами делится на блоки.

Плоскости сбросов падают в сторону опущенных частей купола, т. е. в сторону молодых пород, что производит впечатление ступенчатого опускания. Надвигов на куполах не обнаружено. Соль первоначально унаследовала структурные формы подсолевого ложа, но по мере накопления осадков развивались дифференциальные нагрузки, в результате которых соль перемещалась из областей с большей нагрузкой в области меньшей нагрузки, образуя раздувы мощности соли вплоть до настоящих соляных куполов с диаметром соли в ядре в несколько километров.

Соляные купола Прикаспийской мегасинеклизы по своей морфологии и размерам (более крупные), отличаются от столбообразных соляных штоков Днепровско-Донецкой и Хатангской впадин. Склоны большинства соляных куполов Прикаспийской мегасинеклизы сравнительно пологие: 25-35⁰ на крутых склонах (очень редко 60 - 80^о) и 10 - 15° на пологих. Вершины некоторых соляных штоков размыты и имеют вид усеченных конусов (Эльтон, Искине и др.). Встречаются купола с карнизами нависания (Макат, Кенкияк и др.). Многие купола имеют эллиптическое очертание, тогда возможно отличать продольные большой амплитуды сбросы в несколько сотен метров, нередко протягивающиеся от купола к куполу, от поперечных сбросов обычно меньшей амплитуды. Над соляной частью куполов развиты гипсовые шляпы – «кепроки» небольшой мощности.

Образование соляных куполов происходило в несколько этапов, связанных c фазами тектогенеза ближайших тектонических областей. Однако подмечено, что в западных частях мегасинеклизы, в междуречье Урала и Волги, наиболее сильная фаза образования куполов относится к верхнему плиоцену, в районе Северной Эмбы - к триасу, в центральных части впадины к юре и мелу.

Соляные штоки связаны между собой узкими соляными перемычками погребёнными на глубину 1,5-2,0 км и более. В результате надсолевая осадочная толща разделяется на разобщенные поля, обрамленные солью. В кpaeвых частях мегасинеклизы цепочка куполов связана с крупными разломами, затрагивающими подсолевое ложе. Однако подмечено, что в западных частях мегасинеклизы, в междуречье Урала и Волги, наиболее сильная фаза образования куполов относится к верхнему плиоцену, в районе Северной Эмбы - к триасу, в центральных части впадины к юре и мелу.

В межкупольных пространствах мощность соленосной толщи, резко уменьшается, а местами толща полностью выклинивается. В последнее время в соленосной толще стали различать соляные антиклинали, валы, гряды, массивы. Типичные соляные штоки развиты лишь в наиболее погруженной центральный части Прикаспийской мегасинеклизы. В бортовых частях соляные структуры вытянуты цепочками. Здесь развиты соляные антиклинали, гряды и ряд переходных форм к соляным штокам. Снижается также высота соляных куполов с 5-7 до 2-3 км и меньше. На северном борту Прикаспийской мегасинеклизы развита группа платформенных структур, осложненных солью.

Нефтегазоносность. В истории нефтегазопоисковых работ Прикаспийской мегасинеклизы можно выделить несколько этапов. Первый этап - дореволюционный. В это время, главным образом по поверхностным нефтепроявлениям, были открыты месторождения Доссорское и Макатское.

Второй период продолжался с 1918 по 1928г. В 1920 г. начато освоение Эмбенской области. К эмбинским промыслам была проложена железная дорога от центральных районов страны, восстановлены старые нефтепромыслы Доссор, и Макат, создан трест Эмбанефть и начата разведка новых площадей (Байчунас, Искине и др.).

Третий период - 1939 1941- гг. характеризовался значительным размахом геологоразведочных работ и научных исследований. Были открыты Южно - Байчунасское, Шубаркудукское, Джаксымайское, Южно-Искинеское, Косчагыльское местоскопления.

Начало четвертого периода совпало с годами Великой Отечественной войны. В это время в рассматриваемом регионе, были расширены геологоразведочные работы и, возросла добыча высококачественной эмбенской нефти. На юго-востоке Прикаспийской мегасинеклизы в 1945-1948 гг. были открыты новые местоскопления нефти (Каратонское и др.).

В дальнейшем в восточной части провинции было paзведaно Кенкиякское местоскопление, а на юге - местоскопления Прорвинское, Буранкульское, Мартыши, Камышитовое.

Пятый этап начался с открытия залежей нефти и газа в подсолевых отложениях на местоскоплениях Кенкияк, Каратюбе (1969 г.) и на Астраханском своде (1977 г.).

Роль Прикаспийской нефтегазоносной провинции в современном балансе добычи нефти и газа невелика, однако перспективы её развития не вызывают сомнений.

Большое значение имеют прибортовые зоны с относительно неглубоким залеганием подсолевых палеозойских отложений. Центральная часть Прикаспийской мегасинеклизы изучена слабо. Здесь следует ожидать увеличения мощности надсолевых мезозойских пород. В западной части Прикаспийской мегасинеклизы резко возрастают размеры соляных куполов (Эльтон, Баскунчак).

Региональные нефтегазоносные комплексы и горизонты

В Прикаспийской мегасинеклизе в надсолевых отложениях следует различать четыре нефтегазоносных комплекса: триасовый (местами пермо - триасовый), среднеюрский, верхнеюрский и нижнемеловой.

В подсолевых отложениях выделяются три комплекса, среднекаменноугольный, артинско - верхнекаменноугольный и кунгурский. Возможно открытие промышленных залежей газа и нефти в девонских отложениях.

Наиболее nерспективные подсолевые палеозойские отложения слабо изучены бурением, если не считать единичных скважин на Южно-Эмбенском поднятии, а также на структурах Северной Эмбы, на Тепловской и Усовской структурах южнее Жадовского уступа и на Астраханском своде. Из подсолевых отложений промышленные притоки нефти, газа и газоконденсата получены на Западно - Тепловской, Тепловской, Ташлинской и Гремячинской структурах (низы кунгура и артинский ярус), притоки нефти - на Кенкиякской и Каратюбинской (артинский и сакмарский ярусы), Жанажольской и Астраханской (средний карбон).

Нефтегазоносный комплекс пермо-триаса характеризуется большим числом песчаных пластов сероцветной и красноцветной толщи большей частью континентальных (озерных) отложений. Верхнепермские отложения нефтеносны на Кенкиякской площади, а триасовые - на большей части площадей (Макатской, Кульсаринской, Джаксымайской, Косчагыльской, Искинеской, Кенкиякской, Кокжидинской, Каратюбинской и др.). В результате бурения сверхглубоких скважин на Аралсоре установлено, что мощность триасовых отложений достигает 2777 м, в связи с чем перспективы открытия новых залежей и местоскoплений в Прикаспийской мегасинеклизе повышаются. Дебиты нефти из триасовых отложений достигают 50 – 100т/сут.

Среднеюрский нефтегазоносный комплекс представлен большим количеством пластов (до 16) выдержанных по простиранию нефтеносных песчаников. Дебиты нефти достигают 100 т/сут, но довольно неустойчивы. Мощность нефтяных пластов в cpeднем 8-10 м, но меняется от 1 до 25 м.

Нефть из среднеюрских отложений добывается на большинстве нефтяных местоскоплений мегасинеклизы. Нефтегазоносны континентальные (озерные) отложения бат-6айосского возраста мощностью до 600-700 м в юго-восточной части мегасинеклизы.

Верхнеюрский нефтегазоносный комплекс приурочен к характерным карбонатным морским известковым отложениям, главным образом в юго-восточной части Прикаспийской мегасинеклизы.

В последнее время в западной части мегасинеклизы (Саратовское Заволжье) обнаружены мелкие газовые залежи в верхах волжского яруса (местоскопления Старшиновское, Армейское, Спортивное, Таловское).

Нижнемеловой комплекс включает большое количество нефтяных горизонтов. Сюда входят как континентальные пестроцветные свиты баррема и нижнего апта, так и морские отложения. В неокоме - апте известно до 14 постоянных горизонтов. Нефть приурочена к песчаникам мощностью 10-20 м. Дебиты, как правило, небольшие - до 20т/сут.

Известны единичные нефтепроявления и малодебитные горизонты в отложениях верхнего мела, куда нефть попала из нижележащих отложений.

Палеогеновые и неогеновые отложения на большей части территории залегают небольшими участками и имеют малую мощность, лишь в междуречье Волги и Урала и в южной части Прикаспийской мегасинеклизы (Новобогатинск) неогеновые отложения содержат промышленные горизонты, нефти и таза.

Значительные притоки газа получены из апшеронских отложений в западной части мегасинеклизы. Так, на Аукетайчагыльской площади газовые фонтаны достигали дебитов 200 тыс. м ³/сут. Считается, что все скопления газа в палеогеновых и неогеновых породах вторичные и связаны с поступлением их из подстилающих мезозойских отложений.

Типы зон нефтегазонакопления, месторождений и залежей нефти и газа. В провинции намечается четыре типа зон нефтегазонакопления, связанных: а) с соляными куполами; б) со складками, в ядрах которых имеются «соляные подушки» (Прорва, Буранкуль); в) с рифовыми массивами; г) с подсолевыми палеозойскими поднятиями. Наибольший интерес представляют подсолевые поднятия. Примерно из 30 разведанных соляных куполов с доказанной промышленной нефтегазоносностью залежи 20 куполов находятся в разработке. Большая их часть расположена в междуречье Эмбы и Урала, в их нижнем течении (Сагиз, Доссор, Макат, Искине, Байчунас и др.), и к югу от Эмбы (Каратон, Косчагыл, К:ульсары, Мунайли, Тюлюс.и др.). Известны также местоскопления в восточной части Прикаспийской мегасинееклизы. (К:енкиякское, Кокджидинское, Каратюбинское и др.).

Большое значение для оценки нефтегазоносности купола имеет глубина залегания соли. Наиболее богатые нефтью купола, как правило, имеют глубоко погруженные соляные ядра - от 2 до 4 _км и более (Каратон и др.). Уже давно была замечена особенность в распределении нефтяных залежей для местоскоплений Эмбы, заключающаяся в приуроченности большинства залежей к опущенным крыльям соляного купола. Эта особенность, которую учитывают при разведочных работах, находит свое объяснение в геологической истории формирования залежей: она связана, с одной стороны, с лучшей coxpaнностью от эрозии в опущенных частях, с другой стороны, - с наличием палеосводов в стороне от современного положения свода над поверхностью соляного штока.

Среди промышленных местоскоплений Прикаспийской мегасинеклизы можно выделить четыре типа: 1) связанные с соляными куполами - их большинство (Доссор, Макат, Кульсары, Кенкияк и др.); 2) приуроченные к антиклинальным структурам, где соль или отсутствует, или в виде утолщений («подушки») залегает на очень большой глубине - 4-5 км; 3) приуроченные к рифогенным отложениям; 4) приуроченные к подсолевым антиклинальным структурам.

Залежи нефти крайне разнообразны, особенно связанные с соляными куполами. Для антиклинальных складок типа Прорвинской и Буранкульской характерны сводовые залежи полного контура. Аналогичные залежи встречаются и на соляных куполах (например, Макат, Кульсары и Сагиз), но число их невелико. На соляных куполах типа Кульсары или Искине в триасовых, юрских и меловых отложениях имеются залежи, экранированные крутым склоном соляного штока. Наибольшее число нефтяных залежей относится к группе экранированных сбросами, однако в грабенах залежи чрезвычайно редки. Весьма интересны небольшие залежи на куполах типа Байчунас, экранированные стратиграфическим несогласием. Эти залежи обычно встречаются в юрских отложениях, когда головы пластов срезаны несогласно залегающими и запечатывающими глинистыми слоями меловых пород. Ловушки для нефти возникли в связи с размывом в предаптское время.

Известны и литологические залежи в выклинивающихся и линзовидных слоях нефтеносных песчаников. Обычно это базальные песчаники трансгрессивных свит, например, в Искине. Байчунасе, Доссоре и др. Как правило, каждое нефтяное месторождение содержит залежи нефскольких типов. Число нефтяных залежей на отдельных крыльях купола от 4 до 10 и даже до 20.

Залежи нефти в ПП имеют газовые шапки. Чисто газовые шапки обнаружены лишь в западной её части. Основные залежи – типа сводовых , затем экранированные сбросами и соляным ядром, все остальные , в том числе стратиграфические и литологические, играют меньшую роль. Аналогичная картина наблюдается и по другим солянокупольным районам мира. В подсолевых отложениях намечаются сводовые залежи. Наиболее типичным месторождением провинции является Кенкияк (или Кенкиякское).

Нефти с месторождений Прикаспийской провинции разнообразны. Замечено, что от внешних зон к центру Прикаспийской мегасинеклизы состав нефти изменяется в сторону увеличения содержания легких фракций. Одновременно появляются газовые шапки. Нефти юры, триаса и перми легкие, менее смолистые, чем меловые, и содержат больше легких фракций и парафина. С юга на север уменьшается смолистость нефтей. В юрских отложениях преобладают метаново - парафиновые, в меловых - нафтеново – метановыe. Местоскопления к северу от Эмбы (Байчунасское, Дoccopскоe; Кошкарское, Maткатское, Сагизское и др.) дают хорошо известные в народном хозяйстве масляные нефти с содержанием смол менее 10 %, снизким содержанием парафина и с почти полным отсутствием бензиновых фракций. Эти нефти залегают на малой глубине. Нефти местоскоплений, расположенные к югу от Эмбы (Косчагыльское, Кульсаринское), содержат, главным образом, бензиновые фракции, а нефти местоскоплений, расположенных еще южнее (Каратонское, Тереньузюкское и дp.), становятся высокосмолистыми, высоко парафинистыми и сернистыми. На Прорвинской и Буранкульской антиклиналях, на крайнем юго - востоке провинции, в среднеюрских породах обнаружены лёгкие нефти, что связано с большой глубиной их залегания. Нефти Северной Эмбы в среднеюрских отложениях как правило, тяжелые, в триасовых и нижнепермских - более легкие, с большим содержанием бензина.

Уникальность Прикаспийской мегасинеклизы в том, что соляные купола (кунгурский возраст) прорывают 8-9 км толщу осадочных пород и разрушают залежи нефти, но при этом образуются новые залежи УВ в надсолевом комплексе.

Для надсолевого комплекса намечается закономерность во времени формирования, основных залежей: их формирование в условиях разреза с многочисленными несогласиями зависит от времени образования покрышки: чем меньше это время (в миллионах лет), тем менее разрушены залежи. Все залежи моложе вмещающих их пород (Калинин Н.А., 1970г.).

Для подсолевого структурного комплекса, наиболее перспективного, ареалы распространения местоскоплений нефти и газа имеют контуры независимо от тектоники надсолевого структурного этажа.

Согласно геотектоническому принципу нефтегазоносного районирования в Прикаспийской нефтегазоносной провинции выделено 5 НГО: Центрально- Прикаспийская НГО, Енбекско-Жаркамысская НГО, Волгоградско-Карачаганакская ГНО, Астраханско-КалмыцкаяГНО, Южно-Эмбинское НГО.

Центрально- Прикаспийская НГО(Куриловско – Новоузенская зона поднятий,

Узень нефтяное. Открыто в 1967 г. (T₂ ), 1 залежь

Таловское газовое. Открыто в 1964 г. (J ₃ ), 1 залежь

Енбекско-Жаркамысская НГО (Енбекско-Жаркамысская зона поднятий)

Шубаркудук нефтяное. Открыто в 1930 г. (J ₁ T₁ ), 1 залежь

Кумсай нефтяное. 1960г., (J ₂), 1 залежь

Кенкияк нефтяное. 1959г., (К₁, J ₂ T₁ Р _1-2 С ₂), 25 залежей

Жанажол НГК. 1978г., (С _1-2-3), 2 залежи

Кожасай нефтяное. 1983г. (С _1-2), 1 залежь

Акжар нефтяное. 1962г., (К₁, J _1-2 T₁), 14 залежей

Каратюбе нефтяное. 1966г., (К₁, J _1-2 T₁ Р ₂), 8 залежей

Волгоградско-Карачаганакская ГНО. (Карачаганак-Троицкая зона поднятий, Лободинско – Тепловская зона поднятий)

Карачаганак нефтегазоконденсатное. 1978г., (Р _1, С _1-2), 1 залежь, риф

Западно-Тепловское нефтегазоконденсатное, 1973г., (Р₁), 1 залежь, риф

Лободинское ГК. 1976г., (С ₂), 1 залежь, риф

Северо-Лиманское НГК. 1976г., (Р _1, С ₁), 4 залежи

Карпенское НГК 1967г., (Р ₁), 4 залежи

Ждановское ГК 1973г., (Р ₁), 1 залежь

Астраханско-Калмыцкая ГНО (Астраханский свод, Сарпинский прогиб)

Астраханское газоконденсатное 1976г., (С ₂), 1 залежь

Бугринское газовое. 1968г. (Т₁), 1 залежь

Пустынное газовое. 1977г. (Т₁), 2 залежи (Калмыкия)

Южно-Эмбинская НГО. (Приморское поднятие, Щукатско-Северо-Каспийская зона поднятий, Южно-Эмбинское поднятие)

Каратон нефтяное. 1948г., ( К_1-2, J ₂ Р ₂), 27 залежей

Тенгиз-нефтяное, 1979г., (С ₂), 1 залежь, риф

Прорва (центральная и восточная) НГК. 1963г., (J _2-3 T₃ ), 7 залежей

Прорва (западная) НГК. 1967г., (J _2-3 T₃ ), 9 залежей

Актюбе нефтяное. 1965г., (J _2-3 ), 7 залежей

Копа нефтяное 1962г. (К₁, J _1-2 ), 11 залежей

Кулсары нефтяное. 1938г., (К₁, J _2-3 Т ₃), 25 залежей

Косчагыл нефтяное. 1932г., (К₁, J ₂ Т ₃), 28 залежей

Макат нефтяное. 1915г., (К₁, J ₂ Т ₃), 10 залежей

Доссорское нефтяное. 1911г. (J ₂ ), 8 залежей

Байчунас нефтяное. 1927 г. (К_1-2, J ₂ ), 13 залежей

Искине нефтяное. 1934г., (К_1, T_1-3 ), 6 залежей

Сагиз нефтяное. 1937г. (К ₁ J ₂ T_1-3 ), 33 залежи

Боранколь НГК 1959г., (J _2-3 T₃ ), 11 залежей