Залежи нефти и газа начинают появляться в разрезе бассейнов при резком нарастании содержания водорастворенных солей. В геологическом и гидрогеологическом плане глубины нахождения этих солей обычно совпадают с глубинами региональных флюидоупоров и определяют верхнюю границу возможной нефтегазоносности. Толща, залегающая выше такого флюидоупора, не может содержать скоплений УВ за исключением единичных месторождений, образовавшихся в результате переформирования залежей. Верхний этаж нефтегазоносности характеризуется затрудненным водообменом, сопровождающимся высокой минерализацией и метаморфизацией пластовых вод, а также низкой дифференциацией всех показателей.

Исходя из этих положений, нами проведено районирование Южного Мангышлака с выделением районов с мощностями зоны инфильтрационного водообмена: 1,5–2, 1–1,5, 0,8–1,5 и менее 1 км (рисунок). Наибольшая мощность по данным бурения и опробования скважин отмечается в пределах Беке-Башкудукского вала, Сегендыкской депрессии (по ограниченным данным) и Карынжарыкской седловины. На Жетыбай-Узеньской и Кокумбайской тектонических ступенях, а также на Песчаномысско-Ракушечной зоне сводовых поднятий и Карагиинской седловине, где открыты крупные месторождения нефти и газа, мощность зоны не превышает 1,5 км (в основном 1,2–1,4). В районе месторождений Узень и Карамандыбас, где в процессе поисков, разведки и эксплуатации залежей нефти и газа пробурено множество скважин и получен большой объем информации, мощность зоны инфильтрационного водообмена колеблется от 0,8 до 1,4 км. В центральной (Жазгурлинская депрессия) и южной (Аксу-Кендырлинская тектоническая ступень) частях Южно-Мангышлакского прогиба, а также на Карабогазском своде инфильтрационный водообмен происходит в толще мощностью менее 1 км, которая уменьшается в южном направлении от 0,8 до 0,1 км. На стадии современной изученности территории наиболее благоприятными для сохранения залежей УВ в верхнем этаже нефтегазоносности оказываются районы с мощностью зоны инфильтрационного водообмена от 1 до 1,5 км. Перспективы нефтегазоносности связаны в первую очередь с юрскими коллекторами. Они отличаются значительной выдержанностью по площади, практически образуют единый гидродинамический комплекс на территории Южного Мангышлака.

Многие месторождения нижнего этажа нефтегазоносности приурочены к тектоническим нарушениям и сопровождаются различными аномалиями в динамике и химизме пластовых флюидов. По мнению некоторых исследователей [1, 2, 5], это обусловливается неотектонической активностью разломов, в связи с чем они играют различную роль в формировании залежей УВ. В процессе современных подвижек по обновленным нарушениям образуются участки разуплотнения для передвижения глубинных флюидов и скопления УВ в соответствующих условиях. Трещиноватые участки “старых” разломов чаще всего залечены и не обладают коллекторскими свойствами. Рассмотрим ряд гидрогеологических показателей (гидрохимическую инверсию, наличие водорастворенного углекислого газа, йода и аммония), которые могут указывать на новейшую тектоническую активность разломов и позволят косвенно оценить возможную нефтегазоносность разреза.

Приразломные зоны зачастую характеризуются снижением солености пластовых вод глубоких горизонтов в плане и в разрезе. Последнее известно как гидрохимическая инверсия, причиной которой являются глубинные воды; при этом опреснение часто сопровождается изменением химического и микрокомпонентного состава. Инверсия (см. рисунок) установлена в триасовых и палеозойских флюидах на месторождениях и некоторых площадях Жетыбай-Узеньской ступени и Песчаномысско-Ракушечной зоны поднятий [1, 4]. Высокая контрастность опреснения (в 5 раз и более) относительно юрских рассолов установлена в основном на продуктивных площадях, в связи с чем такая гидрохимическая инверсия (контрастные гидрохимические аномалии по минерализации) может быть поисковым критерием на Южном Мангышлаке, как и в других НГБ.

Снижение минерализации крепких рассолов в разрезе средней юры (глубина 2,8–3,1 км), верхнего и нижнего триаса (3,7–4,1 км) наблюдается соответственно на площадях Шалабай, Кокумбай, Курганбай, Каунды и месторождениях Жарты, Темирбаба (см. рисунок). Содержание солей в водах падает почти в 2 раза – от 120–150 до 69–84 г/л при постоянстве хлоркальциевого состава вод, т. е. по предложенному Ю. А. Ежовым термину наблюдается частичная инверсия. Поступление пресных инфильтрационных вод исключено, опреснение может происходить снизу, за счет вод глубинного генезиса – дегидратационных и поступивших в виде газопаровых смесей из глубоких слоев земной коры. Пути прохождения таких флюидов могут прослеживаться снизу вверх по опресняющему их воздействию на рассолы (площадь Кокумбай). Этот факт позволяет предположить наличие УВ в коллекторах, залегающих на больших глубинах.

Содержание растворенного СO₂ в пластовых водах – достаточно надежный показатель поступления глубинных инъекций, а высокие его содержания указывают на новейшую активность земной коры. Например, в действующих вулканах в составе газов СО₂ достигает 46 %, а при землетрясениях содержание его в водах резко возрастает. Фоновое количество растворенного СО₂ в юрских водах Южного Мангышлака составляет 2–5, в триасовых– 10–15 мг/л. Максимальное количество его установлено в юрских водах площади Шанжол, приуроченной к региональному разлому, отделяющему Карынжарыкскую седловину от Учкудукской депрессии.

Большинство месторождений нижнего этажа нефтегазоносности отличаются высоким содержанием СО₂. Например, в водах триаса на Ракушечном месторождении оно составляет 171,6– 537,7, на Северном Карагие– 114,4, в палеозойских на Оймаше– 121,4–482 мг/л и т. д. Часто при этом большие количества растворенного газа отмечаются в водах, залегающих выше продуктивных коллекторов, например на Южном Жетыбае, где вскрыты залежи газоконденсата в среднетриасовом разрезе, содержание СО₂ в юрских водах достигает 325,6 мг/л.

В этом плане обращает на себя внимание Степная площадь, где большое количество СО2 (более 200 мг/л) зафиксировано не только в среднетриасовых и нижнеюрских водах, но и в водах миоцена (12 мг/л). Заметим, что площадь эта приурочена к крупнейшему региональному сдвигу, активному и в новейшее время [3], в связи с чем и появилась “сквозная” аномалия по углекислому газу, аналогичная аномалии глубинного разлома на границе Русской платформы и Предуральского краевого прогиба.

Увеличение СО₂ с глубиной прослеживается и в разрезе, вскрытом отдельной скважиной. Например, в скв. 1 Пионерской в водах нижнего и среднего триаса происходит увеличение содержания водорастворенного СО₂ от 207,3 до 338,8 в скв, 2 Северном Карагие в верхнетриасовых горизонтах от 43,2 до 44,4 мг/л и т. д.

Значительное количество СО₂ наиболее часто встречается в водах триаса и палеозоя на месторождениях Песчаномысско-Ракушечной зоны сводовых поднятий и на триасовых структурах южной антиклинальной линии Жетыбай-Узёньской тектонической ступени, приуроченных к неотекто-нически активным разломам. В пределах Аксу-Кендырлинской тектонической ступени на площадях Жарты (в отложениях среднего триаса) и Южном Аксу (в породах юры) также установлены высокие концентрации СО₂ – 176– 184,8 мг/л, что свидетельствует об обновляемости разломов и в южной части Южно-Мангышлакского прогиба.

Повышенное содержание йода в водах считается благоприятным в отношении нефтегазоносности для структур Восточного Предкавказья и используется как гидрогеохимический критерий нефтегазоносности в Печоро-Колвинской области и Иркутском амфитеатре. Анализ йодосодержания в пластовых водах Южного Мангышлака показал, что его максимальные концентрации установлены.. на месторождениях Песчаномысско-Ракушечной зоны сводовых поднятий (площади Оймаша, Ракушечная); здесь же наблюдается большой разброс значений (от 0 до 185–200 мг/л) в водах триасовых отложений. Юрские воды содержат около 5 мг/л йода, в палеозойских флюидах фоновое содержание 25–57 мг/л. Однообразно невысокое содержание (4–8 мг/л) йода отмечается в юрских водах структур Беке-Башкудукского вала и северных площадей Жетыбай-Узёньской тектонической ступени, а также в водах юры и мела Жазгурлинской депрессии. На площадях южной антиклинальной линии Жетыбай-Узеньской ступени йода в юрских водах от 1 до 23 мг/л, в триасовых от 0,4 до 6 мг/л, на месторождении Тасбулат установлена очень высокая концентрация йода – 159 мг/л. По остальной территории Южного Мангышлака имеются единичные пробы, в которых содержание йода невелико (0–4 мг/л), и только на площади Кокумбай отмечается существенный разброс значений (3–14 мг/л). Повышенные содержания йода часто фиксируются в водах с большим количеством растворенного углекислого газа (площади Степная, Ракушечная, Оймаша).

Одним из косвенных показателей нефтегазоносности отложений считается водорастворенный аммоний. Материалы по этому показателю получены бывшим Мингео СССР и ВНИИгазом. В настоящее время в лабораториях, проводящих химический анализ глубинных вод, не определяются концентрации аммония, водорастворенных газов, и тем самым недополучается ценная информация.

В подземных водах верхов осадочного чехла, в водах неоген-меловых отложений содержание аммония очень низкое и не превышает десятых долей, но вблизи регионального разлома на Беке-Башкудукском вале оно возрастает до 3 мг/л. Редкая дифференциация значений наблюдается в разрезе наиболее осложненных тектоническими нарушениями Жетыбай-Узеньской ступени и Песчаномысско-Ракушечной зоны: от 0 до 168 в юрских, от 1,4 до 120 в триасовых водах и достигает 1890 мг/л в водах палеозоя на нефтяном месторождении Оймаша. Ровное однообразное содержание аммония в водах меловых и юрских отложений наблюдается на более спокойных в тектоническом отношении Кокумбайской ступени и в Жазгурлинской депрессии – 99–220 мг/л, преимущественно 155–200 мг/л, на Аксу-Кендырлинской ступени – 40–60, реже до 120 мг/л.

Таким образом, на Южном Мангышлаке месторождения нефти и газа обнаружены в разрезе двух этажей нефтегазоносности, различных в гидрогеологическом отношении. В верхнем, содержащем метаморфизованные рассолы, однотипные по химизму, УВ-скопления при низкой изолированности горизонтов, могут подвергаться воздействию атмосферных факторов. Наиболее благоприятными для сохранности здесь залежей нефти и газа оказываются районы с мощностью зоны инфильтрационного водообмена от 1 до 1,5 км.

Нижний этаж нефтегазоносности отличается значительной дифференциацией, как химизма пластовых вод, так и большинства гидрогеологических показателей. Месторождения часто приурочены к обновленным тектоническим нарушениям и сопровождаются проявлениями инверсии, высокими со-держаниями водорастворенного СО₂, иода и аммония.

Исходя из этого, перспективными для обнаружения залежей УВ в юрских отложениях верхнего этажа нефтегазоносности являются Жетыбай-Узеньская тектоническая ступень, Песчаномысско-Ракушечная зона сводовых поднятий и Карагиинская седловина. Что касается подстилающих толщ тех же тектонических подразделений, то на Жетыбай-Узёньской ступени более перспективны структуры южной антиклинальной линии. Менее благоприятны с гидрогеологических позиций условия на Карынжарыкской седловине, Кокумбайской, Аксу-Кендырлинской тектонических ступенях, южных площадях Беке-Башкудукского вала, примыкающих к региональному разлому, и структурах Жазгурлинской депрессии, где установлены проявления глубинных вод.

1. Гидрогеологические особенности доюрского разреза Южного Мангышлака / А. А. Рабинович, В. И. Попков, Н. И. Михайленко, В. П. Паламарь // Советская геология.– 1985.– № 11.– С. 122–127.
2. Медведев С. А., Попков В. И. Генезис вод глубоких горизонтов нефтегазоносных бассейнов молодой платформы юга СССР // Советская геология.– 1986.– № б.– С. 118–125.
3. Попков В. И., Калинин М. И., Сейфулин Ш. М. Глубинное строение запада Туранской плиты // Докл. АН СССР.– 1985.– Т. 284.– № 4.– С. 939–943.
4. Сармулдаева М. X. Гидрохимическая зональность пластовых вод на месторождениях Песчаномысско-Ракушечной зоны поднятий // Геология нефти и газа.– 1988.– № 6.– С. 50–52.
5. Тимурзиев А. И. Влияние неотектонических факторов на нефтегазоносность Мангышлака // Изв. АН СССР. Сер. геол.– 1988.– № 4.– С. 98–108.

Zonation (in regard to thickness) of infiltration water exchange zone affecting the preservation of hydrocarbon occurrences has been performed. At the present state of geologic knowledge of the territory, the most attractive are the areas with hypergenesis zone thickness being 1–1,5 km. Prospects are probably associated with Jurassic reservoirs composing the upper zone of oil and gas potential which is characterized by a high mineralization and metamorphisation of formation waters and by a low differentiation of all hydrogeologic indices. Oil and gas fields discovered in Triassic and Paleozoic rocks feature significant differential in salinity, of the formation waters and in the content of carbon dioxide iodine, and ammonium dissolved in water.

1 – границы районов; районы с мощностью зоны инфильтрационного водообмена, км; 2 – <1, 3–1–1,5, 4–0,8–1,5, 5 – 1,5–2; 6 – границы структурных подразделений; 7 – локальные структуры; структуры с проявлением: 8 – глубинных пресных вод, 9 – гидрохимической инверсии; структурные подразделения: I – Беке-Башкудукский вал, II – Сегендыкская депрессия, III – Жетыбай-Узеньская ступень, IV – Кокумбайская ступень, V – Карагиинская седловина, VI – Жазгурлинская депрессия, VII – Песчаномысско-Ракушечная зона сводовых поднятий, VIII – Карынжарыкская седловина, IX – Аксу-Кен-дырлинская ступень, Х – Карабогазский свод; площади: 1 – Шалабай, 2 – Кокумбай, 3 – Каунды, 4 – Курганбай, 5 – Шанжол, б – Степная, 7 – Те-мирбаба, 8 – Южный Аксу; месторождения: 9 – Северный Карагие, 10 – Южный Жетыбай, 11 – Карамандыбас, 12 – Узень, 13–Жарты, 14 – Оймаша, 15 – Ракушечная