В рассматриваемой части впадины выделяют Енбекско-Жаркомысскую (восточную) и Каратон-Тенгизскую (юго-восточную) зоны нефтегазонакопления, приуроченные к одноименным крупным палеозойским поднятиям. Скопления УВ, главным образом нефти, выявлены как в подсолевых, так и в надсолевых отложениях, однако основные их запасы связываются с подсолевым комплексом. Существуют разные представления об источниках образования залежей в подсолевых и надсолевых отложениях. По данным Ф.А. Алексеева, О.В. Барташевич, И.Б. Дальяна и др., залежи обоих комплексов генетически связаны между собой, а по материалам Т.А. Ботневой, М.К. Калинко, И.И. Шмайса и др., скопления УВ в надсолевом комплексе образовались за счет ОВ вмещающих пород.

Характерно, что промышленные залежи нефти в подсолевых отложениях сохранились на тех площадях, где их исходные запасы были значительными. Типичным примером является месторождение Кенкияк, где подобные скопления УВ выявлены как в подсолевом (нижняя карбонатная толща КТ-II окско-башкирского возраста), так и в надсолевом комплексах. То, что КТ-II непосредственно перекрывается нижнепермскими терригенными, в значительной мере трещиноватыми, породами, сыграло немалую роль в перетоке УВ через соленосные отложения. Это подтверждается обильными признаками нефти в брекчированных ангидритах и аргиллитах кепрока и капельно-жидкой нефтью в галитах, а также повышенной газонасыщенностью нефти верхнепермских отложений, экранированных штоками соли. Сходная картина отмечается на целом ряде других месторождений восточной части Прикаспийской впадины, связанных с соляными куполами (Кокжиде, Каратюбе и др.), однако из-за относительно небольших запасов исходных подсолевых нефтей и их значительного суовертикального массопереноса промышленные скопления сохранились, как правило, только в подсолевом комплексе.

О генетической связи залежей надсолевых и подсолевых отложений свидетельствует и то, что во всех надсолевых нефтяных залежах (в отложениях P₂, Т₁, J₂, k₁) наряду с гипергенно измененными нефтями встречаются практически неизмененные разности, близкие к нефтям подсолевых отложений (рисунок). Для оценки степени гипергенной превращенности нефтей предлагается показатель k= кислотное число / содержание н-алканов (парафинов). Как показано на рисунке, среди надсолевых нефтей с аномально высокими значениями k встречаются разности с k, типичным для подсолевых нефтей, при этом данный показатель снижается с ростом глубины залегания залежей. Характерно, что газы отдельных газовых пропластков надсолевых отложений сходны по составу с подсолевыми (табл. 1). Все это свидетельствует о продолжающемся подтоке нефти и газа из подсолевых в надсолевые отложения через кунгурскую толщу, чему способствовало интенсивное перемещение соляных масс, обусловленное проявлением солянокупольной тектоники.

Во многих случаях на фоне гипергенно измененных тяжелых смолистых нефтей встречаются очень легкие (плотность 0,77–0,78 г/см³), светлые нефти, практически не содержащие парафина и смолистых веществ (Кулсары, Сагыз и др.). По геохимическим данным и геологическим условиям залегания (табл. 2) это явно фильтрованные нефти, проникающие и в настоящее время из подсолевых отложений.

Рассмотрим другую геологическую ситуацию в зонах и отдельных участках, где солянокупольная тектоника слабо развита, на примере месторождения Жанажол с неярко выраженным соляным куполом. Надсолевой комплекс здесь в очень слабой степени наследует форму соляного массива, а распространенные на поверхности верхнемеловые и палеогеновые отложения практически не дислоцированы. Гидрохимические отложения кунгурского яруса совместно с верхней карбонатной толщей (KT-I) образуют мощную флюидоупорную покрышку для насыщенной УВ части подсолевого разреза. Вследствие этого указанная покрышка на Жанажоле отличается высокими экранирующими свойствами, что подтверждается наличием газоконденсатной залежи с повышенным содержанием газорастворенных жидких УВ (200–500 г/см³) и высокой газонасыщенностью нефтей (до 700 м³/т), а также отсутствием скоплений УВ в надсолевом комплексе.

На Жанажоле распространены типичные малоизмененные нефти подсолевых отложений Прикаспийской впадины. Они легкие (плотность 0,83– 0,84 г/см³), метано-нафтеновые (содержание алкановых УВ во фракции н. к.– 200 °С около 60 %, нафтеновых – 30, ароматических–10), малосмолистые (3–7 % силикагелевых смол), характерно практическое отсутствие асфальтенов, выход бензиновых фракций довольно высокий и колеблется в узких пределах (30–33 %). Нефтерастворенные газы и газы газоконденсатной шапки содержат повышенное количество гомологов метана, включая пары бензина (более 25 %), что можно объяснить влиянием легких нефтей подстилающей залежи. Особенности указанных нефтей и газов согласуются с хорошими условиями их сохранности. Нефти KT-I и КТ-II, несмотря на разные глубины залегания и наличие между ними терригенного комплекса мощностью более 400 м, очень близки по свойствам и геохимическим показателям, что, видимо, связано с единством генезиса.

Газы Жанажола отличаются от газов Кенкияка относительно повышенной концентрацией сероводорода (3–4 % против следов), что согласуется с наличием сульфатов в карбонатных толщах и значительной сульфатностью вод. Например, отношение 100*SO₄/Cl на Жанажоле (глубина 3035 м) составляет 4,2; на Кенкияке – всего 0,5 (4080– 4135 м) и 0,62 (4486–4490 м). Кроме того, на соответствующих глубинах пластовые температуры на Жанажоле более высокие, чем на Кенкияке, что, видимо, способствовало химической сульфатредукции.

В Каратон-Тенгизской зоне в подсолевых отложениях выделяются по запасам и свойствам две группы нефтей. На крупном месторождении Тенгизское (глубина более 4000 м) нефти – легкие, малосмолистые, малоизмененные с высоким газовым фактором (>600 м³/т), в надсолевых отложениях залежи отсутствуют. В то же время на площади Тажигали выявлена небольшая залежь с тяжелой (0,886 г/см³) высокосмолистой(19 % смол) нефтью, что свидетельствует о ее значительном разрушении. На этом же месторождении в надсолевом комплексе (370–750 м) на фоне тяжелых низкобензиновых, высокосмолистых, нафтеновых, гипергенно измененных нефтей обнаружены явно фильтрованные нефти, содержащие до 60 % светлых фракций.

Таким образом, наличие залежей нефти в надсолевом комплексе необязательно свидетельствует о высокой перспективности подсолевых отложений, так как может являться отражением процессов разрушения залежей в последних. Показательно, что газы подсолевых УВ-скоплений обеих зон нефтегазонакопления заметно отличаются по концентрации сероводорода. В Каратон-Тенгизской зоне она составляет 12–18 % (Тажигали, Тенгиз), в Енбекско-Жаркомысской зоне – до 3– 5 и ниже. Такое различие можно объяснить более интенсивным протеканием химической сульфатредукции в первом случае: повышенная температура недр (до 100 °С и более), достаточно высокая сульфатность карбонатных пород, вод, растворенные газы которых содержат до 25 % H₂S, повсеместная распространенность битумов (асфальтитов, керитов и др.), как один из восстановителей сульфатов наличие АВПД, способствовавшего сохранению образованного сероводорода.

В итоге в пределах восточной и юго-восточной частей Прикаспийской впадины можно выделить несколько геохимических типов нефтей и газов в зависимости от условий формирования и сохранности залежей (см. табл. 2):

• наиболее распространенный (по запасам) тип нефтей подсолевых карбонатных, в основном каменноугольных, отложений находится в хороших условиях сохранности, что отражается на их свойствах. Они, как правило, являются легкими, высокогазонасыщенными, низкосмолистыми, парафиновыми с умеренным содержанием общей серы и высоким выходом бензиново-керосиновых фракций, в которых преобладают метановые УВ, обычно сопровождаются газово-конденсатной шапкой;
• нефти небольших залежей или разрушенных участков залежей подсолевых карбонатных отложений (участок Бозоба Кенкиякского месторождения, некоторые участки месторождений Урихтау, Тажигали и др.) – относительно тяжелые, высокосмолистые, низкопарафиновые с низким выходом светлых фракций, в которых повышается роль нафтеновых УВ;
• нефти надсолевых отложений (меловых, юрских, частично триасовых), подвергшиеся глубоким гипергенным изменениям под действием процессов окисления и биодеградации. Это в основном нафтеновые нефти, аномально смолистые с высоким содержанием асфальтенов и большими значениями кислотного числа, с очень низким количеством или отсутствием н-алканов и бензиновых фракций;
• особую группу составляют явно фильтрованные нефти с небольшими запасами, обнаруживаемые на некоторых площадях (Сагыз, Тажигали, Кулсары и др.). Выход светлых фракций у них доходит до 95 %, преобладают метановые УВ. В то же время на небольших глубинах тех же месторождений из-за процессов дегазации, биодеградации и окисления преобладают нафтеновые У В, а бензины практически отсутствуют. Следовательно, речь идет о современных процессах фильтрации относительно легких компонентов нефтей из подсолевых отложений при значительной роли адсорбционно-хроматографических явлений.

Выделяется также несколько геохимических типов газов УВ-скоплений по составу УВ-части как отражению фазового состояния залежей и по концентрации сероводорода (табл. 3). В первом случае различают: сухие газы отдельных газовых пропластков, полужирные – нефтерастворенные газы, жирные конденсатные пластовые газы газоконденсатных залежей и шапок, по концентрации H₂S – высокосернистые газы (12–18 %) подсолевых карбонатных отложений, распространенные в юго-восточной части впадины (Каратон-Тенгизская зона); сернистые газы (2–5 %) карбонатных отложений восточной и северо-восточной частей впадины (Енбекско-Жаркомысская и Карачаганакская зоны); практически бессернистые газы терригенных отложений надсолевого комплекса (0– 0,2%).

1. Ботнева Т.Л., Шулова Н.С. Геохимические основы прогнозирования состава нефтей Прикаспийской впадины // Обзор. Сер. Геол. методы поисков и разведки месторождений нефти и газа.– М.- ВИЭМС.– 1981.–С. 40–41.
2. Верин В.Л., Дюсенгалиев К.К. Влияние вторичных факторов на состав нефтей подсолевых отложений юго-востока Прикаспийской впадины // Геология нефти и газа.– 1987.– № 6.– С. 37–40.
3. Генетическая взаимосвязь подсолевых и надсолевых залежей нефти в восточной части Прикаспийской впадины / О.В. Барташевич, И.Б. Дальян, В.И. Ермакова и др. Экспресс-информация. ВИЭМС. Сер. Геол. методы поисков и разведки месторождений нефти и газа.– 1981.
4. Геохимические особенности нефтегазоносности Прикаспийской впадины. /Под ред. К.В. Фомкина.– М.: Недра – 1985.
5. Соболев В.С. Геолого-геохимические особенности нефтегазоносности Прикаспийской впадины.– Л.: Недра.– 1978.

New evidence suggesting a genetic relationship between hydrocarbon accumulations in above-salt and sub-salt deposits in the eastern part of the Precaspian depression is presented. It is indicated, in particular, the presence of the above-salt complex in the section along with hypergenously altered differences of oils close, by the most important parameters, to the oils of the sub-salt complex which may be explained by the continuous vertical migration of hydrocarbons through the Kungurian section. A new geochemical index of hyper-genous alteration of oils (ratio of acid number to the concentration of n-alkanes) has been argued. In terms of pool preservation and with due regard for the peculiarities of their formation, the recognition of the several types of oils and natural gases from the eastern part the Precaspian depression has been substantiated.

1 – гипергенно измененные нефти; 2 – гипергенно неизмененные нефти и газы.

Примечание: * значения i-С₄+n-С₄; ** сумма УВ С₂–С₅.