Южная часть Прикаспийской впадины – один из наиболее перспективных объектов развития поисково-разведочных работ на нефть и газ в нашей стране. Здесь уже выявлено несколько крупных зон нефтегазонакопления, возрастают объемы добычи УВ-сырья, газо- и нефтепереработки. В этих условиях важна роль научно обоснованного раздельного прогноза размещения скоплений УВ определенного фазового состава: преимущественной нефте- и газоносности. Как в отечественной, так и в зарубежной литературе предложены методы такого прогноза, основанные на использовании либо генерационных (тип исходного ОВ и стадия его катагенеза), либо аккумуляционно-консервационных (переформирование первичных скоплений в результате изменения термобарических условий в ловушке) критериев, однако более детально, в особенности для южной части впадины, этот вопрос практически не рассматривался.

В работах В.П. Савченко, А.Л. Козлова, Б.Я. Вассермана, У. Гассоу показано изменение соотношений пластовых давлений (Рпл) и давления насыщения нефти растворенным газом (Рнас) при формировании скоплений жидких и газообразных УВ. М.С. Моделевским и Е.И. Парновым (1967, 1969, 1972 гг.) сформулированы понятия о фоновом давлении насыщения (Р^ф_нас), при котором образовались первичные нефтяные залежи, и о барическом параметре насыщения (БПН) – отношении Р^ф_нас к Рпл –как универсальной характеристике, определяющей фазовое состояние системы нефть – газ. Значениям БПН свыше 2 соответствуют скопления преимущественно свободного сухого газа, от 2 до 1 – газонефтяные со все возрастающей долей жидкой фазы, менее 1 – преимущественно нефтяные либо газоконденсатно-нефтяные и газоконденсатные. Впоследствии работами М.С. Арабаджи, А.А. Бакирова, В.Г. Варламова, В.И. Ермолкина, М.С. Моделевского, Е.И. Сороковой и других исследователей была показана высокая степень информативности этого показателя при раздельном прогнозе нефте- и газоносности в различных условиях, предложены способы определения величины Р^ф_нас.

В исследуемом районе нефтегазопроизводящими считаются все вскрытые подсолевые отложения девона, карбона и перми, а также некоторые интервалы триасовых, юрских и меловых образований. Подток УВ в бортовые зоны происходил из центральной депрессии, являвшейся очагом активной генерации нефти и газа (Ю.А. Иванов, 1983 г.). Формирование первичных залежей на относительно небольших глубинах, характеризовавшихся значительным превышением Р^ф_нас над Р_пл могло начаться с образования газовых скоплений. В процессе дальнейшего погружения и роста Рпл величина БПН уменьшалась, а поступление в ловушки жидких УВ приводило, в общем случае, к преобразованию этих скоплений в газонефтяные, а затем в нефтяные. В случае сохранения тенденции к нисходящим движениям и превышению Рпл над Р^ф_нас сохранялся преимущественно нефтяной характер скоплений УВ. Значительные по амплитуде восходящие движения могли приводить к сохранению или новообразованию газовых и газонефтяных скоплений, которые в случае смены режима движений на нисходящие могли превратиться в газоконденсатные и газоконденсатно-нефтяные либо в нефтяные залежи в зависимости от соотношения первоначальных объемов жидкой и газовой фаз и объемов вмещающих их ловушек.

В Прикаспийской впадине динамика роста Рпл в надсолевых отложениях прямо зависит от глубины залегания продуктивных пластов, а в подсолевых эта зависимость несколько более сложная. Изменение величин пластовых температур с глубиной более спокойное и вполне поддается объективному прогнозированию (рис. 1). Величина Р^ф_нас определялась интерполяцией средних величин Р_нас, замеренных в нефтяных залежах различных комплексов отложений, или по номограммам, характеризующим зависимость этого параметра от термобарических условий, в различных зонах нефтегазонакопления (рис. 2).

Месторождение Тенгиз (рис. 3). Ко времени окончания процессов галогенеза здесь возникла положительная структура облекания с двумя куполами в районах нынешних скв. 1 и 9. В этот момент коллектор оказался на глубине не менее 300 м и был перекрыт солью толщиной 300–700 м (к концу кунгурского времени массы соли распределялись равномерно и ее поверхность представляла практически ровное поле). В ловушке могло начаться накопление УВ, образовавшихся в самих вмещающих породах. При Рпл=7 и Р^ф_нас=26 МПа величина БПН равнялась 3,7, т. е. залежь должна была быть чисто газовой. Образование толщи верхнепермско-триасовых отложений привело к “выдавливанию” соли из синклинальных погружений в каменноугольно-нижнепермских породах и к формированию куполов и штоков над антиклиналями. Образовавшиеся межкупольные мульды были заполнены верхнепермско-триасовыми отложениями толщиной до 800 м. Залежь погрузилась на глубину 1,2– 1,4 км. Вследствие роста Рпл величина БПН снизилась до 1,6 и, следовательно, могла уже образоваться газовая залежь с нефтяной оторочкой.

К концу юрской эпохи залежь могла оказаться на глубине 1,8–2,2 км и в этом случае Рпл достигало 24–26 МПа. Величина БПН колебалась в пределах 0,9–1,1. Этот период должен был характеризоваться неустойчивостью системы и возможностью переходов двухфазной газонефтяной системы в однофазную нефтяную и обратно, так как величина БПН была близка к критической точке. К концу раннемелового времени глубина кровли продуктивного горизонта составляла 3,2–3,3 км. Газ уже мог полностью раствориться в нефти: Рпл увеличилось до 40 МПа, а величина БПН снизилась до 0,7. В настоящий период залежь находится на глубине около 4 км, Рпл=85 МПа, БПН=0,3. Скопление является нефтяным.

Месторождение Прорва Западная (см. рис. 3) отличается отсутствием в разрезе солей и, следовательно, большими возможностями для вертикальных подтоков УВ из каменноугольных отложений. В верхнетриасовых образованиях первичная залежь могла сформироваться к концу среднеюрского времени. В ловушке, находившейся на глубине около 600 м, Рпл не превышало 6 МПа, и залежь могла быть газовой. К концу юрского времени продуктивный горизонт опустился на глубину около 1,1 км. При Рпл=13 и Р^ф_нас~22 МПа величина БПН составила порядка 1,7, т. е. скопление могло стать газонефтяным. В результате накопления мощной нижнемеловой толщи залежь погрузилась на глубину 2,2 км и газ мог полностью раствориться в нефти (Рпл возросло до 28 МПа, БПН снизился до 0,8). В настоящее время нефтяная залежь находится на глубине 3,1 км (Рпл=32 МПа, БПН около 0,7).

В верхнеюрских отложениях залежь могла начать формироваться в раннемеловое время в результате подтока УВ из каменноугольных (возможно, и более древних) образований. К концу этого периода она находилась на глубине около 1,5 км и при Рпл, порядка 16 МПа и величине БПН около 1,4 могла быть газонефтяной. В настоящее время залежь находится на глубине 2,2 км, Рпл=23 МПа, замеренное Р_нас=22 МПа, величина БПН около 0,96, т. е. залежь должна быть нефтяной и очень высокогазонасыщенной либо содержать небольшую газовую шапку, поскольку пластовые условия близки к критической точке для одно- и двухфазных систем. Это предположение согласуется с высокой величиной газового фактора (260–500 м³/т). Обращает внимание повышенное значение и самого Р_нас. На других месторождениях юго-восточной части Прикаспийской впадины в юрских отложениях оно не превышает 13 МПа, а во многих случаях и ниже. По-видимому, в данном случае имел место подток газа из каменноугольных толщ. В пользу такого предположения свидетельствует и получение притока конденсатного газа из горизонта VIII₁, расположенного на глубине 2180 м.

Месторождение Аккудук (см. рис. 3) является примером образования скопления УВ в надсолевом комплексе. Залежь в среднеюрских отложениях могла сформироваться к концу юрского времена Источником УВ, видимо, являлись нижнетриасовые породы. На глубине 200 м величина Pпл должна составлять около 2 МПа, Р^ф_нас определено в 3,3 МПа. Следовательно, значение БПН к концу юрской эпохи составляло около 1,6, т. е. залежь могла быть газовой с нефтяной оторочкой. К концу накопления мощной толщи нижнемеловых пород залежь погрузилась на глубину 1,1 км, Рпл возросло до 13 МПа, а величина БПН снизилась до 0,25. Залежь стала чисто нефтяной. В настоящее время она находится на глубине 1,8 км, Рпл=19,7 МПа, величина БПН около 0,17. При таких характеристиках нефтяная залежь должна быть низкогазонасыщенной. И действительно, газовый фактор не превышает 23 м³/т.

Астраханское месторождение (рис. 4). К концу накопления соленосной толщи глубина кровли башкирского коллектора составила от 0,5 до 1,8 км, величина Рпл в различных куполах изменялась от 6 до 23 МПа. Величина Р^ф_нас, рассчитанная по фактическому соотношению объемов газа и конденсата в современной залежи и соответствующему этому соотношению БПН, равна 45 МПа. Таким образом, к концу кунгурского времени (рис. 4, г) значения БПН колебались от 2 до 7,5 , т.е. все залежи должны были быть газовыми. В поздней перми инверсий, видимо, не происходило. За этот период залежи погрузились на глубину от 0,7 до 3,6 км. Из-за большой разницы глубин должны были существовать и значительные различия фазового состояния УВ в залежах. Если в большинстве скоплений Рпл составляли от 7,5 до 22 МПа и значения БПН в них колебались от 6 до 2 (залежи были газовыми), то в наиболее погруженной зоне, в прогибе между основной частью свода и площадью Имашевская, Рпл могли достигать 27 МПа, а в центральной части этого прогиба даже сравняться с Р^ф_нас (если к тому времени уже проявлялось АВПД), т. е. залежи могли быть двухфазными (газонефтяными).

Происходившее в позднепермско-среднетриасовое время образование соляных штоков и дифференцированное погружение различных участков свода (от 800 м на северо-западе и 500 м в центральной части до отсутствия прогибания на юго-востоке) привели к некоторому выравниванию глубин залегания залежей и величин Рпл и, следовательно, к сближению фазового состава УВ в различных залежах (они в основном стали двухфазными). В начале среднетриасовой эпохи, видимо, наступило замедление темпа нисходящих движений, а затем инверсия (рис. 4, в). Ее амплитуда могла достигать 600 м. В результате Рпл могло снизиться на 7 МПа. В этом случае в залежах должна была преобладать газовая фаза (БПН составлял в разных куполах 1,1–3). В юрское время погружение свода на 350–600 м могло вызвать увеличение Рпл на 3– 6 МПа, к концу юрской эпохи Рпл изменялось в интервале 14–48 МПа. Все залежи могли быть двухфазными, кроме газовой в центральной части свода (значение БПН-3,2) и нефтяной в наиболее погруженной зоне (БПН около 0,9).

К концу раннемелового времени Рпл возрастало везде, кроме восточного прогиба, где погружение отсутствовало (рис. 4, б). Наименьшая величина Рпл отмечалась в центральной части свода – 23 МПа, наибольшая по-прежнему на относительно погруженном участке – 49 МПа. Возможно, в это время начались перетоки жидких УВ из наиболее погруженных зон продуктивного пласта и заполненных до замка ловушек в вышележащие, что способствовало формированию нефтяных оторочек в последних.

В палеоцене произошли крупное прогибание центральной части свода и небольшое на его периферии. Все залежи могли стать нефтяными, кроме трех, расположенных в центральной зоне, где доля жидких УВ могла резко возрасти. Затем периферийные участки стали воздыматься, амплитуда подъема составила не менее 400 м. В результате Рпл в окраинных районах могло снизиться на 5–6 МПа и залежи, вероятно, вновь стали двухфазными. В центральной же части продолжалось погружение. Произошло примерное выравнивание глубин залежей и, следовательно, барических условий в них, что привело, видимо, к единообразию фазового состава УВ. К концу палеогена величины БПН, вероятно, колебались в пределах 0,9–1,3. Должны были преобладать газовые залежи с нефтяными оторочками. В неогене нисходящие движения амплитудой от 400 м в восточном прогибе и до 800 м в центральной части захватили весь свод. К настоящему времени Рпл достигло 63 МПа, величина БПН равна примерно 0,7 (рис. 4, а). Большая часть жидких УВ растворилась в газовой фазе. Месторождение является газоконденсатным с очень высоким содержанием растворенных жидких компонентов (270 г/м³).

На Биикжалъской площади (см. рис. 3) в течение всего геологического развития района преобладали нисходящие движения. Залежи в артинских и визейских отложениях могли начать формироваться в конце кунгурского века. В настоящее время они находятся на глубинах 4,8 и 5,6 км. Величины Рпл могут составлять соответственно 87 и 95 МПа. При Р^ф_нас=26 МПа для обоих горизонтов величины БПН равны примерно 0,3, т. е. обе залежи должны быть нефтяными, что и подтверждается полученными притоками нефти.

Аналогичным образом возможен процесс формирования залежи в среднекаменноугольных известняках на площади Кумшеты: на глубине 4,5 км Рпл составляет около 80 МПа, БПН порядка 0,3 и залежь должна быть нефтяной (кратковременное воздымание в раннеюрский период могло привести к снижению Рпл не более чем на 2–3 МПа, что не должно было сказаться на фазовом составе УВ, поскольку Рпл продолжало оставаться большим, чем Р^ф_нас). В нижнемеловых отложениях на этой площади, находящихся на глубине около 0,8 км, Рпл должно составлять 9 МПа. При величине Р^ф_нас=2 МПа, характерной для нефтей этого возраста в южной части впадины, БПН будет равен 0,25, т. е. залежь, скорее всего, будет нефтяной.

The current phase state of hydrocarbon accumulations (oil, gas, oil-gas, gas-condensate) is an outcome of variations with time of formation pressure and temperature and the formation pressure bubble-point pressure relationship. The geologic history of the Precaspian depression was dominated by downward movements. In majority of cases, the formation pressure exceeded the bubble point pressure accounting for the generation and preservation of mainly oil accumulations. In several fields, abundant gas in-flow from adjacent depressions resulted in the formation of gas-condensate accumulations.

Месторождения: 1– надсолевые, 2 – подсолевые, 3 – находящиеся вне зоны развития солей

Залежи: 1 – нефтяные, 2 – нефтегазовые и газонефтяные, 3 – газовые, 4 – прогнозируемые; 5 – скважины; 6 – стратиграфические несогласия; 7 – рифогенные постройки. Месторождения: Т – Тенгиз, П – Прорва Западная, А – Аккудук; площади: Б – Биикжальская, К – Кумшеты, Ю – Южная, Н – Несилбай, Ко – Косынбай, Кр – Королевское, У – Улькентюбе

Усл. обозн. см. на рис. 3