Геолого-геофизическими работами в подсолевых отложениях Актюбинско-Астраханской зоны поднятий (структурно выраженной в допермских отложениях) установлено три нефтегазоносных комплекса: нижний терригенный в объеме нижнего и среднего визейских подъярусов; средний в основном карбонатный, включающий отложения верхневизейского подъяруса – московского яруса, и верхний терригенный нижней (докунгурской) перми.

Эти работы в последние годы были преимущественно направлены на поиски залежей УВ в карбонатном комплексе, тогда как на верхний терригенный комплекс были сокращены из-за недостаточно высокой их эффективности (получением отрицательных результатов разведки на отдельных площадях) и существующего представления о низких коллекторских свойствах слагающих его пород.

Однако следует подчеркнуть, что отрицательные результаты разведки в основном получены лишь на тех площадях (Шубаркудук, Самбай и др.), где верхний терригенный комплекс вскрывался скважинами в неоптимальных структурных условиях. Получение фонтанных притоков нефти на месторождениях Кенкиях и Элемес указывает, что отложения нижней перми не всюду обладают плохими коллекторскими свойствами. Следует добавить, что верхний терригенный комплекс по сравнению с нижележащим карбонатным имеет повсеместное распространение, залегает на относительно небольших глубинах (2,5–4 км) и содержит залежи высококачественной (бессернистой) нефти. Комплекс заслуживает дальнейшего изучения и целесообразно выделить его в самостоятельный объект разведки, предусмотрев бурение специальных скважин.

Дальнейшие нефтегазопоисковые работы на нижнепермский терригенный комплекс на востоке Актюбинско-Астраханской зоны поднятий (в Примугоджарье) рекомендуется сосредоточить на достоверно установленных локальных поднятиях Жанажольского и Биикжальского палеосводов (рис. 1), которые в прошлом вследствие высокого гипсометрического положения могли быть главными очагами аккумуляции УВ. Это предположение в какой-то мере подтверждается открытием здесь месторождений нефти Кенкияк и Елемес.

К перспективным объектам на нефтепоисковые работы относится также Остансукский прогиб [4]. Нижнепермские терригенные отложения здесь в результате интенсивных позднегерцинских тектонических движений оказались сильнодислоцированными (сжатыми в крутые асимметричные складки, осложненные разрывами), поэтому изучение их строения сейсмическим методом и поисковым бурением будет затруднено.

Нижнепермский (докунгурский) разрез в южной части зоны на Каратон-Тенгизском и Астраханском карбонатных массивах сложен маломощными осадками депрессионного типа с низкими коллекторскими свойствами, в связи, с чем он не может быть отнесен к высокоперспективным для нефтегазопоисковых работ. Но к северу от массивов, судя по сейсмическим данным (форме сейсмозаписи и низким значениям пластовых скоростей), предполагается развитие песчано-глинистых осадков мощностью 800–900 м. По аналогии с восточной (Примугоджарской) частью Актюбинско-Астраханской зоны поднятий можно предполагать потенциальную нефтегазоносность этих отложений, что предопределяет необходимость продолжать здесь поисково-разведочные работы [3].

Сегодня поисковые работы направлены на нижний терригенный комплекс, потенциальные возможности которого обоснованы [2] и доказаны бурением скважин [5]. При этом следует обратить внимание на следующие особенности его геологического строения: в пределах полосы, прилегающей непосредственно к Кокпектинскому и Туресайскому разломам, на комплексе согласно залегают породы окского надгоризонта, а к западу и северу от нее перекрывается отложениями нижней (докунгурской) перми. В связи с этим нефтегазовые залежи в нижнем терригенном комплексе, по-видимому, представлены двумя типами. Залежи первого типа приурочены к внутренним горизонтам и содержат легкую нефть, залежи второго типа с тяжелой нефтью к базальной пачке нижней перми. Предположение о существовании этих двух типов залежей УВ подтверждается данными скв. 2 Биикжальской. В этой скважине в процессе бурения на глубине 5250 м (в основании нижнепермских отложений) наблюдались притоки нефти плотностью 0,8996 г/см³ с высоким содержанием смол (58 %). При дальнейшем ее углублении из нижележащих нижне-средневизейских отложений были получены притоки нефти плотностью 0,8666 г/см³ с содержанием серы 0,33 % и бессернистого метанового газа.

При проведении нефтегазопоисковых работ на нижний терригенный комплекс рекомендуется использовать структурную карту по сейсмическому горизонту, соответствующему его поверхности и отражающему его строение (рис. 2). К первоочередным объектам разведки относятся локальные поднятия Узункараганда, Коздысай и другие Жанажольского свода, где в скважинах Локтыбая и Восточного Акжара из отложений комплекса получены фонтанные притоки нефти, а также локальные поднятия Биикжальского свода, в частности Таныбай-Ушмолинское [I]. В пределах последнего на Тартайской площади в нескольких скважинах из отложений среднего визе были получены притоки бессернистой нефти дебитом до 60 м³/сут [5].

В южной (Приморской) части Актюбинско-Астраханской зоны поднятий нижний терригенный комплекс относится к допозднедевонскому возрасту. Скважинами он до настоящего времени не вскрыт, поэтому перспективы его нефтегазоносности пока не ясны. Для изучения его нефтегазоносности рекомендуется заложить параметрические скважины на локальных поднятиях.

Анализ временных разрезов МОГТ по отдельным региональным профилям наметил ряд крупных надсолевых поднятий (рис. 3), многие из которых, по-видимому, относятся к криптодиапировым куполам. По единичным сейсмическим пересечениям этот вопрос однозначно не решается, поэтому необходимо провести обобщение и повторную обработку всего накопленного сейсмического материала по надсолевому комплексу на основе историко-геологического анализа с помощью программы обработки геофизической информации, разработанной во ВНИИгеофизике.

На выявленных перспективных поднятиях рекомендуется при необходимости провести детальные сейсмические работы с целью изучения их структуры. Анализ и обобщение сейсмического материала по надсолевым отложениям, несомненно, позволит установить новые ловушки, перспективные для поисков нефтегазовых залежей.

1. Воцалевский Э. С., Николенко В. П., Куандыков Б. М. Новые данные по геологии и нефтегазоносности юго-востока Прикаспийской впадины // Советская геология.– 1985.– № 4.– С. 28–35.
2. Дальян И. Б. Перспективы нефтегазоносности терригенных отложений среднего визе – верхнего девона восточной окраины Прикаспийской впадины // Вестник Академии наук КазССР.– 1988.– № 3.– С. 53–58.
3. Неволин Н. В. Геолого-геофизическая характеристика подсолевых отложений юга Прикаспийской впадины // Советская геология.–1989.–№ 3.–С. 112–117.
4. Новые данные о геологическом строении палеозойских отложений восточной окраины Прикаспийской впадины / В. П. Кан, М. А. Танкибаев, В. Г. Ли и др. // Геология нефти и газа.– 1989.– № 2.– С. 14–18.
5. Турков О. С., Умиршин С. К. Геологическое строение и нефтегазоносность подсолевого месторождения Тортай // Геология нефти и газа.– 1980.– № 9.– С. 57–61.

This paper provides recommendations on petroleum exploration trends in the terrigenous deposits of subsalt complex. Two types of oil pools can be identified within the Lower-Middle Visean. The necessity to generalize seismic data on above-salt complex and to conduct oil and gas exploration on prospective domes is emphasized.

Формации: 1 - песчано-галечная, 2 - песчаная, 3 - известняково-глинистая, 4 - карбонатно-терригенная 5 - карбонатная; 6 - границы формации; 7 - изопахиты; 8 - разломы; 9- палеозойский складчатый комплекс; 10 - дорифейские образования; I- Астраханский свод; II - Северо-Каспийское поднятие; III - Биикжальскии свод; IV -Жанажольский свод; V - Темирская моноклиналь; прогибы; А - Тугаракчанскии, Б - Боржерский, В – Киндысайский, Г – Актюбинский.

1 – палеозойский складчатый комплекс; 2 – изогипсы поверхности нижне-средневизейского комплекса; 3 – граница выклинивания нижне-средневизейского комплекса; 4 – разломы; 5 – скважины I – Темирская моноклиналь; II – Остансукский прогиб; III – Жанажольский свод; IV – Жаркамысская моноклиналь: V – Биикжальский свод; VI – Приморская моноклиналь