Юго-восток Прикаспийской впадины, в том числе юго-западное погружение Южно-Эмбинского поднятия,– один из перспективных районов, где можно обеспечить существенную часть прироста УВ. Высокие перспективы обусловлены открытием к северо-западу от него уникальной Каратон-Тенгизской зоны нефтегазонакопления и получением прямых признаков нефтегазоносности на площадях Елемес, Тортай, Равнинная, Карачунгул, Маткен и других, а также выявлением месторождений газоконденсата Тасым и Нсановское в юрских отложениях. Здесь сосредоточен значительный объем нефтепоисковых работ, которые ориентированы в основном на опоискование антиклинальных ловушек.

Район исследования охватывает зону сочленения двух крупных геотектонических элементов: Прикаспийской и Северо-Устюртской впадин. Основной структурный элемент района – инверсионное и погребенное под мезозойскими отложениями Южно-Эмбинское поднятие, полого погружающееся к северу и испытывающее крутое уступообразное опускание к югу, в сторону Северо-Устюртской впадины. В пределах поднятия и его склонов наблюдаются весьма разнообразные литолого-стратиграфические соотношения. Одна из наиболее примечательных особенностей геологического развития поднятия – существование здесь в каменноугольное и раннепермское время карбонатного шельфа, ограничивающего с юго-востока Прикаспийской впадины относительно глубоководный бассейн [1, 4, 5]. На северо-западном склоне палеоподнятия протрассирована зона замещения каменноугольных и нижнепермских карбонатов терригенными породами. Южная часть района раздроблена многочисленными тектоническими нарушениями на ряд блоков. В северной части повсеместно развиты кунгурские соленосные отложения, которые считаются региональной покрышкой подсолевого нефтегазоносного комплекса. Южнее линии выклинивания соли распространяются верхнепермские (?) и мезозойские отложения. Верхнепермско-триасовый комплекс при определенных условиях (количество и качество глинистых прослоев в разрезе, величина пластовых давлений, дислоцированность пород) на некоторых участках также может рассматриваться как покрышка.

Сложное геологическое строение района обусловило формирование в подсолевом комплексе многообразных локальных объектов. Здесь развиты брахиантиклинали, карбонатные постройки, тектонически экранированные структуры южного погружения, тела бокового наращивания (клиноформы) северного погружения, структуры погребенные и наложенные, русловые отложения и т. д. [2, 3].

Анализ данных бурения и сейсморазведки позволил разделить верхнюю часть палеозойских отложений на ряд сейсмостратиграфических комплексов, которым отвечают литолого-стратиграфические подразделения. Выделенные литолого-стратиграфические комплексы благодаря различным акустическим свойствам на временных разрезах МОГТ фиксируются в различной степени динамически выраженными отражающими горизонтами, а также волновым фоном, заполняющим интервал между этими отражающими горизонтами, что позволяет с позиции сейсмостратиграфического анализа устанавливать границы распространения различных седиментационных тел и проводить палеогеографические построения.

Нижний сейсмокомплекс имеет девонско-раннекаменноугольный возраст и толщину свыше 3 км. Это – толща заполнения Южно-Эмбинского трога (палеорифта), имеющего блоковое строение. На подавляющей части территории эти отложения не изучены бурением или вскрыты единичными скважинами в верхней, турнейско-визейской, части. В целом комплекс сложен терригенными породами. Внутри его по аномалиям сейсмических параметров (изменению рисунка временного разреза, выделению участков повышенных скоростей прохождения волн, своеобразному схождению и расхождению отражающих горизонтов и т. д.) выделяются крупные тела предположительно карбонатного состава. Один из таких атоллообразных массивов (Ансаган) прогнозируется на крайнем юго-западе Тасым-Елемесской зоны. По горизонту П₂^д (?) массив прослеживается в виде узкого тела от района Сазтобе до Каратона.

В более молодых палеозойских сейсмокомплексах достаточно четко выделяются зоны развития карбонатных и преимущественно терригенных пород, граница раздела между которыми проходит по карбонатному уступу, имеющему седиментационный или эрозионно-седиментационный генезис (рис. 1, рис. 2). С зонами развития двух фациально различных отложений связаны две различные группы неантиклинальных ловушек. В южной части, в зоне развития карбонатных каменноугольных и нижнепермских отложений прибрежно-мелководного генезиса (карбонатный шельф), вдоль линии карбонатного уступа предполагается развитие цепочки барьерных рифовых построек раннепермского и каменноугольного возраста. Одна из таких построек выявлена при анализе временных разрезов сейсмических профилей 06 и 89-910818. На ней рекомендуется постановка параметрического бурения. Участки развития рифогенных построек достаточно уверенно картируются сейсморазведкой по характерной форме записи. В пределах аномальных зон обычно высокоамплитудные регулярные волны С" и С"' претерпевают разрыв в корреляции, характеризуются наличием резких временных сдвигов, теряют свою амплитудную выразительность (рис. 3). Характерно, что на таких участках происходит существенное увеличение толщин карбонатных сейсмокомплексов.

Наряду с ловушками рифового типа в районе Алтыкулаша оконтуривается зона стратиграфического срезания нижнепермских карбонатных отложений. Она перекрывается мощной толщей глинистых пород верхней перми – триаса, что может образовать хороший экран для УВ.

В связи с задачей поисков крупных залежей нефти на больших глубинах (более 5 км) в последние годы улучшилось изучение преимущественно терригенного верхнедевонско-нижнекаменноугольного комплекса. В его составе в отдельных районах юга Прикаспийской впадины выделяются атолловидные тела, предположительно карбонатного состава. Их кровля отождествляется с отражающим горизонтом П₂^д. На подобных объектах заложены параметрические скважины на площадях Сарышагыл Западный (Междурёчен-ская П-1), Джусалысай Восточный (Эмбинская П-1), Машлы. Этот же горизонт зафиксирован и на площади исследований. В результате интерпретации временных и построения глубинных разрезов была определена глубина залегания поверхности предполагаемого карбонатного массива. Рекомендуется заложение на нем параметрической скв. П-1 Сазтобе Западный глубиной 5500 м.

Выделенные и предполагаемые рифогенные постройки в карбонатной толще при условии их подтверждения могут содержать значительные по запасам залежи УВ. Детальное изучение осложнений волнового поля, связываемых нами с рифами, должно стать одной из основных задач объемной и высокоразрешающей сейсморазведки на ближайшее время. Одна из таких предполагаемых построек достаточно уверенно выделяется на временных разрезах южнее Аиршагыла. Здесь на сейсмопрофиле 89-910818 рекомендуется постановка параметрического бурения.

В северной части района, в зоне выклинивания терригенных нижнепермских и, возможно, верхнекаменноугольных сейсмостратиграфических комплексов, на этом же сейсмопрофиле 89-910818 рекомендуется бурение скв. П-2 Южный Аиршагыл проектной глубиной 5500 м на каменноугольный горизонт.

Один из возможных объектов нефтепоисковых работ, на наш взгляд,– нижнепермский филипповский сейсмостратиграфический комплекс карбонатного и сульфатно-карбонатно-терригенного состава, с которым связываются нефтегазопроявления в скв. 1 Елемес и 1 Аиршагыл. Как известно, в этом комплексе открыты месторождения газоконденсата на севере Уральской области, получены притоки нефти на Астраханском месторождении. На рассматриваемой территории толщина этих отложений превышает 500 м. Рекомендуется дальнейшее детальное изучение их геофизическими и геологическими методами. Одной из задач бурения скв. П-2 Южный Аиршагыл является изучение строения и выяснение перспектив нефтегазоносности филипповского комплекса.

1. Комплексный подход к анализу геолого-геофизического материала показывает, что уже на первом этапе проведения нефтепоисковых работ накапливается разнообразная геолого-геофизическая информация, вполне достаточная для прогнозирования не только на региональном, но и на зональном уровнях участков развития неантиклинальных ловушек. Привлечение к обработке информации специалистов различного профиля (геологов, литологов, стратиграфов, геохимиков, геофизиков-сейсморазведчиков и геофизиков-промысловиков) позволяет систематизировать и согласовывать разнообразные данные по литологии, стратиграфии, тектонике, нефтегазоносности района и разрабатывать многовариантные геологические модели его глубинного строения.

2. Достигнутый методический уровень сейсморазведки уже в настоящее время позволяет выполнять палеотектонические реконструкции в разрезе требований методики поиска неантиклинальных ловушек. Методические приемы, и полученные результаты свидетельствуют о практической реальности и эффективности комплексного анализа данных сейсморазведки и бурения, для решения задач прогнозирования участков развития и контуров неантиклинальных ловушек.

3. При выборе для опоискования первоочередных зон неструктурных ловушек наряду с литологическим важнейшую роль играет структурный фактор. При этом следует учитывать не только пространственное положение зон выклинивания или замещения коллекторов по отношению к региональному восстанию слоев, но и их соотношения с системами разломов, играющими важную роль в процессах миграции УВ и формирования залежей. Установленная в Тасым-Елемесском районе довольно четкая связь между нефтегазоносностью и разломной тектоникой свидетельствует о необходимости опоискования всевозможных литологических и литолого-стратиграфических осложнений на моноклиналях, а также изучения нефтегазоносности апикальных частей (вершин) моноклинально наклоненных палеозойских блоков. Это направление принципиально новое не только для изучаемого района, но и в целом для Прикаспийской впадины.

1. Литолого-фациальные особенности и нефтегазоносность подсолевых палеозойских отложений Прикаспийской впадины и ее обрамления / Л. Г. Кирюхин, С. М. Бланк и др. / В сб.: Прогноз нефтегазоносности Казахстана и сопредельных территорий.– ВНИГНИ.– Вып. 212.– 1983.– С. 20–65.
2. Строение пермских подсолевых отложений Южно-Эмбинского поднятия / Н. Я. Кунин, Л. И. Лях и др. // Геология нефти и газа.– 1987.– № 8.– С. 10–17.
3. Турков О. С; Умиршин С. К. Геологическое строение и нефтегазоносность подсолевого месторождения Тортая // Геология нефти и газа.– 1980.– № 9.– С. 57–61.
4. Турков О. С. Новые данные о юго-восточном обрамлении Прикаспийской впадины / В сб.: Нефтегазоносность Прикаспийской впадины и сопредельных районов.– М.: Наука.– 1987.– С. 161–164.
5. Чепелюгин А. Б., Шереметьева Г. А. Рифогенные ловушки нефти и газа на юго-востоке Прикаспийской синеклизы // Нефтегазовая геология и геофизика.– 1978.– № 1.–С. 3–7.

An analysis of geologic and geophysical data permits improvement in the location of carbonate shelf rim on the southeast of the Precaspian depression. In areas of carbonate escarpment, promising reef-like bodies, being recommended for further investigation, have been identified, while in a zone of non-compensated deposition identified are bodies of lateral accretion, channel fill and other objectives prospective for hydrocarbons.

1 – разломы; 2 – седиментационные уступы; 3 - эрозионный уступ; 4 – контуры предполагаемых рифов; 5 – известняки; 6 – терригенная толща; 7 – карбонатная толща филипповского возраста; 8 – граница выклинивания соленосных отложений; 9 –скважины: а – пробуренные, б – бурящиеся, в – проектные

1 – соль; 2 – ангидрит; 3 – известняки, 4 – грубообломочные отложения; 5 – песчано-глинистые породы; 6 – рифы;

7 – глинисто-карбонатные отложения; 8 – доломиты

Отражающие горизонты III – подошва неокома, V – подошва юры, VI – кровля соленосных отложений кунгура, П1 – кровля артинский поверхности, б – размытая поверхность палеозоя, П1 – подошва артинских отложений, П2 (С") – кровля . среднекаменноугольных отложений, П2 (С''') – кровля терригенных нижнекаменноугольных отложений