В.Ю. КЕРИМОВ, Б.М. АВЕРБУХ, Э.А. ХАЛИЛОВ, М.М. АЗЕРЛИ (АзИНЕФТЕХИМ)

Освоение ресурсов УВ в пределах континентальных шельфов – весьма актуальная проблема, от решения которой во многом зависит обеспечение прироста запасов УВ-сырья, компенсирующего рост добычи нефти и газа, как во всем мире, так и в нашей стране. Одна из высокоперспективных в отношении нефтегазоносности шельфовых зон – акватория Каспийского моря, в южной части ее открыт ряд нефтегазовых месторождений, связанных с отложениями среднего плиоцена.

Геофизические исследования Северо-Каспийского региона находятся на поисковой стадии. Из-за малых глубин моря, составляющих здесь на значительной части шельфа 1–5 м и лишь в отдельных зонах более 5 м, но не глубже 10 м (Уральская бороздина в северо-восточной части региона и полоса шельфа, расположенная между о-вом Кулалы и п-овом Бузачи в южной и юго-восточной зонах региона), ведение сейсморазведочных работ здесь крайне затруднено и некоторые участки до сих пор еще не изучены. Кроме того, из-за сложных геологических условий региона (наличия интенсивной солянокупольной тектоники), а также по ряду технических условий (ограничение мощности пневмоимпульсов, допустимой по рыбоохранным требованиям, влияние малых глубин на длину годографов и др.) не удалось получить качественные отражения от горизонтов, расположенных ниже поверхности подсолевых образований (условный сейсмический горизонт П₁) [3].

Для дифференциации обширной территории Северного Каспия по степени перспектив нефтегазоносности подсолевого комплекса необходимо было уточнить глубинное строение этого региона, выяснить структурно-морфологическую характеристику по различным горизонтам (П_ф, П₃, П₂, П₁) подсолевых отложений, соответствующим поверхности добайкальского фундамента, подошве карбонатных пород верхнего девона, поверхностям среднекаменноугольных отложений и эрозионной подсолевых образований. С этой целью использованы различные методические приемы и способы, позволяющие связать разрозненные данные сейсморазведки о строении глубокозалегающих горизонтов подсолевых образований с данными площадной гравиметрии: методика точечной диагностики поверхности подсолевых образований, моделирование строения поверхности фундамента П_ф, статистический метод обработки данных о соотношении поверхности подсолевых отложений П₁ и глубокозалегающих горизонтов палеозоя П₂, П₃ по береговому обрамлению Северного Каспия и использование этих соотношений для прогноза гипсометрического положения горизонтов П₂ и П₃ относительно положения горизонта П₁ по методике Бухарова [4], а также изотропная и анизотропная трансформации гравиполя [3].

Эти методы позволили разработать прогнозную схему строения добайкальского фундамента, построить схематическую структурную карту поверхности подсолевых отложений П₁, схемы строения по горизонтам П₂ и П₃ (для восточной зоны), а также схематические карты мощностей отложений в стратиграфических интервалах П_ф–П₁, П_ф– П₃, П_ф–П₂, П₂–П₁. В итоге создана тектоническая модель Северо-Каспийского региона – один из главных факторов при оценке перспектив его нефтегазоносности [3].

Если ранее господствовали представления о существовании единого Прикаспийского мегабассейна, включающего и Северо-Каспийский регион на всех этапах геологического развития [1], то в настоящее время эти представления существенно изменились. Разработанная модель геодинамического развития Северо-Каспийского региона, базирующаяся как на формационном, так и на геотектоническом анализе строения осадочного чехла и поверхности фундамента, позволила установить, что этот регион в позднем палеозое представлял собой изолированный бассейн осадконакопления в связи с образованием в девоне на юге Прикаспийской мегавпадины островной дуги, разделявшей Прикаспийский бассейн на два суббасейна: Центрально-Прикаспийский и Северо-Каспийский.

Для решения этой задачи были использованы все имеющиеся прогнозные схемы по береговому обрамлению Северного Каспия, а также результаты сравнительного сейсмостратиграфического анализа волновой картины временных разрезов дифференцированных сейсмофаций волнового поля, увязанных с определенными фациями, установленными по материалам бурения для экваториальной зоны Северного Каспия. При этом для карбонатной рифогенной литофации характерны следующие сейсмостратиграфические признаки: 1) однородная локализованная форма записи сейсмического сигнала резко сменяется по латерали другой формой; 2) локализованная однородная сейсмозапись сопровождается либо локальным увеличением мощности сейсмофаций, либо изменениями морфологической характеристики, присущей клиноформам (боковым наращиванием при разрушении сводовой зоны поднятия, резкими выклиниваниями в обоих направлениях вдоль профиля и т. д.); 3) по характеру и смене записи волновой картины в сейсмофации выделяются более дробные сейсмостратиграфические единицы (предрифовые, межрифовые и зарифовые морфогенетические образования, рис. 1).

Выделенные в результате такого сейсмостратиграфического анализа группировки подсолевых поднятий рифогенного генезиса в северо-западной и восточной частях акватории Северного Каспия, вероятно, располагаются на двух крупных автономных верхнедевонско-нижнекаменноугольных карбонатных платформах – Астраханской и Хазарско-Каратон-Тенгизской, разделенных глубоким Пешнинским прогибом.

Карбонатные платформы различаются между собой стратиграфической полнотой карбонатного разреза, глубиной эрозионных врезов, а также перерывами в накоплении карбонатных образований: Астраханская карбонатная платформа предположительно залегает на венд-верхнедевонском терригенном цоколе, унаследованном от выступа фундамента. Здесь выделяются крупные ареалы распространения верхнедевонских (среднефранско-малиновских и тульско-прикамских) и нижнекаменноугольных карбонатов, вероятно, продолжающихся и в северо-западной зоне акватории Северного Каспия. На составленной схеме ареалов распространения и мощностей шельфовых карбонатных комплексов (см. рис. 1) четко выделяются границы этой платформы.

Поверхность карбонатных отложений в центре платформы залегает на глубинах 3,9–4 км и значительно погружается к ее периферии (до 6 км). Крутизна склонов платформы до 150 м/км для южного и восточного склонов и до 350 – для западного и северного.

Расположенная к востоку-юго-востоку Хазарско-Каратон-Тенгизская карбонатная платформа, вероятно, сформирована на терригенных отложениях нижнего палеозоя. Поверхность карбонатных пород в пределах этой платформы залегает на глубинах 4–5 км и резко погружается в районах Укатненского, Пешнинского и Западно-Каратонского прогибов.

Мощность карбонатных образований, как правило, увеличивается к югу от 2–3 до 5–5,5 км при расширении стратиграфического диапазона этих карбонатов (до верхнебашкирских и даже до московских образований включительно). Кроме двух указанных карбонатных платформ, на крайнем юго-восточном участке региона прогнозируется еще одна – Южненско-Бузачинская позднекаменноугольная-раннепермская. Таким образом, в пределах платформенной (добайкальской) зоны Северо-Каспийского региона Астраханская карбонатная платформа включает такие крупные рифогенные поднятия (или группы поднятий), как Астраханское, Жамбайское, Трехбратинское, Исатайское, Краснохудукское, Смушковское, Хазарско-Каратон-Тенгизская карбонатная платформа представлена крупными хорошо морфологически выраженными высокоамплитудными рифовыми массивами: Новым, Кероглу-Нубарским, Шабурбалинским, Приморским и Королевско-Тенгизским. Южненско-Бузачинская карбонатная платформа – менее четко выраженными рифогенными поднятиями: Огайским, Южненским (морскими), Восточно-Комсомольским, Западно-Бузачинским и др.

Установление зон распространения и оценка мощностей верхнепалеозойских шельфовых карбонатов Северо-Каспийского региона (см. рис. 2) также явились одним из существенных факторов прогноза перспектив поисков залежей УВ в подсолевом комплексе этого региона. Для подсолевого комплекса исследуемого региона была проведена также многовариантная количественная оценка генерационного потенциала УВ с применением известных методик прогнозирования для малоизученных регионов с использованием ЭВМ.

По расчетам наименьшие значения начальных прогнозных геологических ресурсов (НПГР) УВ (1–3 млн. усл. ед.) отмечаются в виде полосы вдоль южного склона Северо-Каспийско-Биикжальской группы выступов фундамента, которому отвечает моноклинальное погружение поверхности П₁ в северном направлении. Наибольшие значения НПГР УВ (4–8 млн. усл. ед.) приурочены к Хазарско-Тугаракчанскому прогибу фундамента. Таким образом, наибольшие значения НПГР УВ имеют крупные группировки поднятий по подсолевым отложениям, сформированным над глубокими ваннами Хазарско-Тугаракчанского прогиба по фундаменту, где отмечаются максимальные мощности подсолевого осадочного разреза (7–9 км) с благоприятным прогнозом катагенетической зональности (стадии МК₂–МК₄, рис. 2).

Установление существования в этом регионе на позднепалеозойском этапе замкнутого суббассейна позволило при нефтегазогеологическом районировании Северо-Каспийского региона выделить его в отдельную нефтегазоносную субпровинцию, которая подразделена на нефтегазоносные области, районы и зоны нефтегазонакопления (ЗНГН) в соответствии со схемой геотектонического районирования и зональностью распределения УВ по региону (рис. 3).

С учетом особенностей геологического развития в верхнем палеозое в центральной зоне Северо-Каспийской нефтегазоносной субпровинции, испытавшей длительное прогибание (Заволжско-Хазарско-Тугаракчанская зона прогибания, соответствующая северной зоне Астраханско-Приморской нефтегазоносной области – НГО), накопились терригенно-карбонатные образования мощностью 8– 10 км.

Расчетные значения температур на глубине 5 км, соответствующей усредненной глубине залегания кровли подсолевых образований, в рассматриваемой зоне около 110–130 °С, что благоприятно для катагенетических преобразований ОВ и подтверждается расчетами НПГР УВ.

Таким образом, характер формационных рядов, геодинамическая обстановка и температурный режим оказались весьма благоприятными для генерации, миграции и аккумуляции УВ в пределах развитых здесь тектоно-седиментационных поднятий верхнего девона – нижней перми, образованных шельфовыми биогермами, барьерными рифами, а также крупными рифогенными атоллами, сформировавшимися над древними прогибами, с которыми связаны такие крупные местоскопления УВ, как Тенгизское, Астраханское, Королевское.

Приведенные структурные построения показывают, что выявленные в восточной и центральной частях экваториальной зоны Заволжско-Тугаракчанского прогиба (Приморский и Хазарский нефтегазоносные районы – НГР) поднятия Кер-Оглы-Нубар, Шабурбалинские, Исатайские, Новые и др. имеют связь с крупным погребенным Каратон-Тенгизским атоллом, а также с поднятиями, образующими единую внешнюю зону на склонах этого атолла. По предварительным расчетам, размер внешнего кольца атолла достигает 250x180 км, его строение аналогично строению кольцевой структуры гигантского атолла мелового возраста Эль-Абра с обрамляющей его внешней зоной структур Поса-Рика нефтегазоносной зоны Фаха-де-Оро в Примексиканской впадине.

Все указанные рифогенные Ловушки верхнедевонско-нижнесреднекаменноугольного и нижнепермского возраста, в связи с наиболее близким расположением к зонам наибольших объемов генерации УВ обладающие хорошими нефтегазовмещающими свойствами и надежно изолированные региональной эвапоритовой покрышкой кунгура, наиболее перспективны в нефтегазоносном отношении в акватории Северного Каспия.

В пределах Северо-Бузачинского НГР перспективы нефтегазоносности карбонатных пород девона – нижней перми из-за их интенсивной разбитости на блоки разрывами и в связи с отсутствием над верхнепалеозойским комплексом галогенной покрышки оцениваются невысоко. Так же оцениваются перспективы нефтегазоносности подсолевых образований и в осевой зоне Южно-Эмбинского поднятия, однако на его северном склоне, где развиты антиклинальные и стратиграфические ловушки и лучше условия сохранности УВ от разрушения, перспективы нефтегазоносности более высокие.

Северная зона Северо-Каспийского региона, выделенная в качестве барьерной зоны блоков фундамента высокого стояния по геотектоническому районированию (Эмбинская НГО – по нефтегазогеологическому районированию), в верхнепалеозойское время была в целом в неблагоприятных условиях для генерации УВ из-за сокращенной мощности подсолевых верхнепалеозойских образований, составляющих на сводах поднятий не более 0,5–2,5 км и возрастающих на склонах и седловинах до 3 км. Основными геологическими факторами, снижающими прогноз перспектив нефтегазонакопления в подсолевых образованиях Эмбинской НГО, по нашему мнению, являются: 1) незначительное распространение и малые мощности шельфовых карбонатных девонско-каменноугольных отложений; 2) интенсивное проявление галокинеза, в результате которого в одних районах соленосные породы кунгура выжаты в соляные штоки высотой до 6 км, а в других в межкупольных зонах из-за полного выжимания соли образовались бессолевые участки (“окна”), через которые УВ могли легко мигрировать по разломам в над-солевой комплекс, что подтверждается наличием в надсолевом чехле этой НГО небольших по запасам нефтегазовых залежей, приуроченных к солянокупольным поднятиям; 3) глубокое залегание подсолевых образований в сочетании с аномальными температурами в этой области, составляющими на глубине 5 км 160 °С, что могло привести к частичному “пережогу” генерируемых УВ в подсолевых образованиях Эмбинской НГО; 4) гипсометрически пониженное (до 8 км) положение поверхности подсолевых образований Эмбинской НГО в результате ее резкого погружения начиная с позднепермского времени относительно основной зоны генерации УВ Северо-Каспийской субпровинции (Заволжско-Хазарско-Тугаракчанская зона Астраханско-Приморской НГО).

В результате сравнительного анализа основных критериев нефтегазообразования и нефтегазонакопления по территории Северо-Каспийской субпровинции была разработана новая схематическая карта перспектив нефтегазоносности подсолевых образований этого региона (см. рис. 3), где выделены высокоперспективные и перспективные зоны трех категорий и малоперспективные земли.

1. Бабаджанов Т.Л., Шейхзаде Э.Р. Глубинное строение Арало-Каспийского региона // Советская геология.– 1984.– № 10.– С. 67–74.
2. Борисов А.А., Дикенштейн Г.X. Основные черты тектоники Каспийского моря и прилегающих районов суши // Геология нефти и газа.– 1986:– № 7.– С. 34–47.
3. Керимов В.Ю., Авербух Б.М., Мильничук В.С. Тектоника Северного Каспия и перспективы нефтегазоносности // Советская геология.– 1990.– № 7.– С. 23–30.
4. Особенности строения подсолевых отложений на юго-востоке Прикаспийской синеклизы / М.С. Арабаджи, А.В. Бухаров, В.Г. Варламов и др. // Геология нефти и газа.– 1979.– № 4.– С. 32–36.
5. Парпарова Г.М., Неручев С.Г., Жукова А.В. Катагенез и нефтегазоносность.– Л.: Недра. 1981.

Different ways and methods of correlation of scattered CDP seismic data with gravimeter measurements have been used to explore more precisely the subsurface structure of the North Caspian region resulting in the creation of a geo-tectonic model and a scheme of the geotectonic zonation of this area. Geodynamic studies have revealed the existence, at a late Paleozoic stage, of and individual sedimentary subbasin in which favorable conditions for the intensive formation of reef-rock carbonates in the central Zavolzhie-Khazar-Tugarakchin zone of downwarping could have existed. This zone may have the most favorable conditions for the generation and accumulation of hydrocarbons in Devonian-Lower Permian reef traps, as well as conditions preventing them from being destroyed.

1 – участки отсутствия отложений С_1-2 (между сейсмическими горизонтами П₂–П₁, предположительно толща D₃–C₁– C₂); 2 – депрессионные участки по поверхности П₁; 3 - отдельные рифовые постройки; 4 - южная граница активного галокинеза; прогнозируемые мощности (м) карбонатных мелководно-шельфовых образований: 5 – мощность не установлена, 6 – не более 500, 7 – от 500 до 1000, 8 – от 1000 до 1500, 9 – более 1500; 10 – участки с установленной нефтегазоносностью карбонатных образовании: D₃ – нерасчлененная верхнедевонская толща; D_2-3 – нерасчлененная верхне-среднедевонская толща; D₃f–C₁s – верхнефранско-серпуховская толща D₃f–C₁t – карбонатные образования фамена–турне; D₃–C_1-2 – нерасчлененная толща предполагаемых рифовых массивов (в экваториальной зоне); D₃–С₂m – сплошной карбонатный массив, уверенно расчленяемый; С₂b – башкирский, а на Астраханском и Тенгиз-Огайском участках – расширенный диапазон карбонатонакопления (C₁v–C₂m₁); C₃–p₁ – перекрывающая верхнекаменноугольно-нижнепермская толща; D₃–C₁t–C_1-2 – ареалы развития предполагаемых по результатам сейсмостратиграфического анализа карбонатных толщ

Интервалы распределения прогнозных плотностей потенциальных ресурсов УВ (усл. ед.): 1 – 1–2; 2 – 2–3; 3 – 3–4, 4 – 4–5, 5 – 5–7, 6 – 7–9

Границы: 1 – крупных зон прогибания в подсолевых отложениях – основных потенциальных зон генерации УВ, 2 – зон распространения подсолевых верхнепалеозойских шельфовых карбонатных отложений; 5 – зоны поднятий по поверхности подсолевых образований; границы: 4 – Северо-Каспийской субпровинции, 5 – НГО, 6 – НГР, 7 – нефтегазоносных зон (ЗНГН); 8 – индексы НГО, НГР; ЗНГН: А – Эмбинская НГО, А₁ – Кошалакско-Карабатанский НГР, А₂ – Кобяковско-Новобогатинский ИГР, А_2а – Октябрьская ЗНГН, А₃ – Гурьевско-Кульсаринский НГР, А_3а – Байчунас-Корсакская ХНГН, А_3б – Кульсаринская ЗНГН, Б – Астраханско-Приморская НГО, Б – Астраханский НГР, Б_1а – Аксарайская ЗНГН, Б_1б – Южно-Астраханская ЗНГН, Б₂ – Хазарский перспективно-нефтегазоносный район, Б₃ – Приморский НГР, Б_3а – Тажигали-Каратонская ЗНГН, Б_3б – Тенгизско-Королевская ЗНГН; Б_3в – Западно-Приморская перспективная ЗНГН; Б₄ – Южненско-Елемесский НГР, Б_4а – Елемес-Шолькаринская ЗНГН, Б₅ – Смушковский НГР, Б₆ – Северо-Бузачинский НГР, Б_6а – Каражанбасская ЗНГН, Б₇ – Южно-Эмбинский НГР; 9 – стратиграфические индексы горизонтов с установленной нефтегазоносностью; 10 – перспективно-нефтегазоносные горизонты; 11 – нефтегазоносные земли по подсолевым отложениям с установленной нефтегазоносностью и 12 – газоносностью; высокоперспективные земли подсолевых отложений по категориям; 13 – первой, 14 – второй, 15 – третьей; перспективные по категориям: 16 – первой, 17 – второй, 18 – третьей, 19 – малоперспективные