В подсолевом комплексе северной части Прикаспийской впадины открыты месторождения УВ, в том числе уникальное Карачаганакское нефтегазоконденсатное с промышленной нефтегазоносностью в интервале от среднего девона до филипповского горизонта кунгурского яруса [1–4]. Особенности геологического строения и высокая прогнозная оценка ресурсов УВ данной территории указывают на возможность обнаружения здесь новых крупных скоплений нефти и газа. Однако с 1979 г., после выявления Карачаганакского месторождения, новых значительных открытий в регионе пока не сделано. Это обусловлено недостаточно высокой степенью изученности, сложностью картирования сейсморазведкой подсолевых продуктивных комплексов и отсутствием достоверно установленных объектов поисковых работ.

В северной части Прикаспийской впадины по подсолевым отложениям выделяются внешняя прибортовая зона, полоса разновозрастных бортовых уступов и внутренняя прибортовая зона [2]. Внешняя прибортовая зона по геологическому строению аналогична южным районам Волго-Уральской НГП. Степень ее изученности позволяет считать, что региональный этап проведения геолого-геофизических работ на этой территории в основном закончен и дальнейшую детализацию ее строения следует связывать с развитием поисковых работ. Подсолевые отложения зоны бортовых уступов, особенно нижняя часть разреза, недостаточно изучены. На этой территории необходимо дальнейшее проведение региональных геолого-геофизических работ. Во внутренней прибортовой зоне подсолевые отложения вскрыты бурением лишь на Карачаганакской площади в северо-восточной части Уральской области. О геологическом строении остальной территории можно судить лишь по материалам сейсмических исследований. Принимая во внимание слабую изученность и высокую перспективность внутренней прибортовой зоны, где возможно открытие месторождений, подобных Карачаганакскому, основные объемы планируемых региональных работ следует сосредоточить в ее пределах.

В северной бортовой части впадины (в пределах Уральской области) планируется в 1991–1995 гг. около 50 тыс. м параметрического бурения и отработка 3000 км сейсмопрофилей МОГТ. Основой проектирования и реализации объемов региональных ГГР являются структурные построения по отражающим подсолевым горизонтам П₁ (кровля подсолевого ложа), П₂ (поверхность карбонатов башкирского возраста) и П₃ (граница карбонатных и терригенных отложений верхнего девона), составленные по материалам региональных и на отдельных участках поисковых сейсмических работ МОГТ и глубоких скважин. Предполагается равномерное сгущение сети сейсмических профилей (до 10– 12 км), комплексируемых с параметрическими скважинами с забоями 6–7 км на выявленных подсолевых поднятиях.

Структурные построения в условиях интенсивной солянокупольной тектоники при наличии единичных глубоких скважин в зоне бортовых уступов и отсутствии данных бурения во внутренней прибортовой (кроме площади Карачаганак) не обладают необходимой достоверностью. Подсолевые поднятия, выделенные по данным сейсморазведки, нередко не подтверждаются бурением. Параметрическая скв. П-10 Карачаганак показала погрешность сейсморазведки в определении глубины залегания подсолевой поверхности около 30 %. В этой связи были выполнены работы с использованием современных методов интерпретации геолого-геофизической информации, базирующиеся на комплексировании историко-геологических, литолого-фациальных и палеогеографических исследований, что позволило выполнить нефтегазогеологическое районирование и уточнить направления региональных работ на нефть и газ.

В подсолевом разрезе северной бортовой части впадины выделяются два крупных нефтегазоносных комплекса: преимущественно карбонатный нижне-пермско-среднефранский, карбонатно-терригенный и терригенный досреднефранский. С целью выяснения литолого-фациального состава и мощности этих комплексов были построены карты масштаба 1:200 000. Карты мощности по сравнению со структурными содержат более объективную информацию, поскольку при их составлении используются значения Dh(Dt) в литологически более однородных, нежели солянокупольный структурный этаж, подсолевых толщах. При выделении литолого-фациальных зон помимо материалов бурения учитывалась информация по скоростной характеристике разреза, анализировались закономерные связи между мощностью, структурно-тектоническим строением и литолого-фациальным составом отложений, использовались имеющиеся представления о геологическом развитии региона.

Нижнепермско-среднефранский комплекс характеризуется в основном карбонатным составом (рис. 1, а). Во внешней прибортовой зоне он сложен мелководными шельфовыми карбонатными образованиями мощностью 2–3 км и литологически не отличается от одновозрастных отложений примыкающих районов Волго-Уральской области. На кромке бортового уступа в составе комплекса появляются биогермные тела ассельско-артинского возраста.

Зона бортовых уступов имеет более сложное строение. В ее пределах московско-нижнепермские, ниже по склону визейско-башкирские и, наконец, турнейско-верхнедевонские известняки замещаются относительно глубоководными глинисто-карбонатными маломощными образованиями. Мощность комплекса в пределах зоны уступов изменяется от 2,2–2 до 1–0,8 км. В структурном отношении здесь выделяются три ступени, каждая из которых ограничивается бортовым уступом соответствующего возраста, включающим биогермные известняки.

Характер изменения мощности и фациального состава комплекса дает основание считать, что во внутренней прибортовой зоне он сложен маломощной депрессионной кремнисто-карбонатно-глинистой толщей. Открытие месторождения Карачаганак, связанного с крупным рифогенным поднятием, показало, что среди депрессионных образований развиты органогенные массивы с мощностью карбонатных отложений 0,6–1,6 км. Проведенные построения показали сложную картину распространения карбонатных отложений повышенной мощности во внутренней прибортовой зоне (см. рис. 1, а). Полоса крупных изометрических карбонатных тел мощностью 1–1,8 км по аналогии с Карачаганаком, рассматриваемая как система биогермных массивов, прослеживается южнее Долинско-Федоровской группы структур. Кузнецовско-Кушумский блок с мощностью комплекса не менее 0,8–1 км, по-видимому, целиком сложен мелководными карбонатными отложениями (карбонатная платформа) и на отдельных площадях – Чижинская, Кузнецовская, Восточно-Кузнецовская – осложнен рифогенными массивами мощностью 1,8– 2 км. Между полосой карбонатных массивов и зоной бортовых уступов распространены относительно маломощные (0,4–0,8 км) глинисто-карбонатные образования. К югу от Погодаево-Остафьевского прогиба, судя по скоростной характеристике, преобладают терригенные, вероятно глинистые, породы; два участка с мощностью комплекса 1,2–1,4 км рассматриваются как биогермные массивы (северный участок совпадает с контуром Южно-Дарьинского поднятия).

На востоке внутренней прибортовой зоны развиты отложения минимальной мощности (от 400– 200 м и менее до полного выклинивания), что, вероятно, свидетельствует о накоплении кремнисто-глинисто-карбонатных толщ депрессионного типа с одиночными рифами (Западно-Ащисайская, Южно-Бурлинская площади), в пределах которых мощность комплекса локально возрастает до 0,8– 1 км.

Досреднефранский комплекс сложен карбонатно-терригенными и терригенными отложениями средней мощностью около 1000 м (см. рис. 1, б). Во внешней прибортовой зоне комплекс включает Девонские и рифейские (нижнедевонские) породы, во внутренней возможно появление нижнего палеозоя и венда. В составе комплекса четко обособляются участки с аномально высокими (2–3 км) и аномально низкими (0,4–0,2км) мощностями. Первые по характерным очертаниям и приуроченности к мелководной зоне бассейна сопоставляются с авандельтами – конусами выноса грубообломочного материала, вторые приурочены к выступам фундамента и, по-видимому, сложены песчаными накоплениями в сводах конседиментационных поднятий. В западной части зоны бортовых уступов досреднефранский комплекс включает выдержанные карбонатные горизонты и крупные карбонатные тела (Западно-Каменское, Тепловское) предположительно среднедевонского возраста. Карбонатно-терригенный досреднефранский разрез распространен южнее этой зоны и в пределах Карачаганакского блока. На большей части внутренней прибортовой зоны комплекс слагается терригенными отложениями мощностью 0,6–1,6 км.

Литолого-фациальный анализ позволил выяснить условия осадконакопления подсолевых отложений, получить дополнительные критерии для уточнения структурного и палеоструктурного плана территории, выделить зоны, благоприятные с точки зрения распространения коллекторов, и площади развития экранирующих толщ, наметить участки возможного формирования неантиклинальных ловушек. Результаты исследований в комплексе с данными по тектоническому строению региона и размещению залежей нефти и газа в подсолевых отложениях дали основание дифференцировать нижнепермско-среднефранский и досреднефранский комплексы по перспективам нефтегазоносности (рис. 2).

По верхнему карбонатному комплексу выделены земли трех категорий перспективности. Высокоперспективные площади связываются с участками предполагаемого развития биогермных массивов, подобных Карачаганакскому, и с одиночными рифами во внутренней прибортовой зоне впадины. Перспективные земли приурочены к площадям распространения карбонатных и терригенно-карбонатных нижнепермско-среднефранских отложений в зонах: внешней прибортовой, бортовых уступов и внутренней прибортовой. Малоперспективные и бесперспективные земли выделены в восточной части внутренней прибортовой зоны (за исключением Карачаганакского блока), где комплекс характеризуется минимальными мощностями (0,4–0,2 км) и, вероятно, представлен кремнисто-глинисто-карбонатными депрессионными образованиями либо полностью отсутствует. В слабоизученном досреднефранском комплексе выделены высокоперспективные и перспективные земли.

Как высокоперспективные земли рассматриваются крупные Карповское и Чинаревское поднятия, Долинско-Федоровская система локальных поднятий, западный участок зоны бортовых уступов, где распространены выдержанные карбонатные горизонты и обширные карбонатные тела, площади развития мощных (2,0–3,0 км) авандельтовых предположительно грубообломочных накоплений и маломощных (0,2–0,4 км), по-видимому, песчаных образований в сводах унаследование развивавшихся структур, Чинаревско-Рожковский участок зоны бортовых уступов вблизи границы выклинивания девонских отложений. Остальная территория северной бортовой зоны отнесена к перспективным землям по досреднефранскому комплексу.

Анализ карт перспектив нефтегазоносности обоих комплексов позволил провести нефтегазогеологическое районирование подсолевых отложений северного борта Прикаспийской впадины. В пределах ранее слабо дифференцированной по перспективам нефтегазоносности территории выделено 11 нефтегазоносных районов, из них восемь в слабоизученной зоне бортовых уступов и внутренней прибортовой зоне. В их составе установлены зоны нефтегазонакопления и возможного нефтегазонакопления, в пределах которых определена степень перспективности обоих нефтегазоносных комплексов. При районировании внутренней прибортовой зоны эталонным участком являлась Карачаганакская площадь.

Среди зон возможного нефтегазонакопления, выделенных в пределах полосы бортовых уступов и внутренней прибортовой части впадины, наибольший интерес представляют по обоим комплексам Чижинская, Западно-Ащисайская и Южно-Бурлинская зоны, по верхнему комплексу – Кузнецовская, Восточно-Кузнецовская, Южно-Дарьинско – Западно-Федоровская, Южно-Федоровско-Южно-Долинская, по нижнему комплексу – Западно-Каменская и Федоровско-Долинская (см. рис. 2).

Степень изученности внешней прибортовой зоны дает основание считать, что ее дальнейшее изучение следует проводить поисковыми работами. В зоне бортовых уступов главным объектом региональных работ должны стать девонские отложения. Основной объем региональных ГГР должен быть направлен на внутреннюю прибортовую зону, с которой связаны перспективы открытия крупных скоплений УВ.

Охарактеризованные типы структурных аномалий представляют наибольший интерес для проведения параметрического бурения и сейсмических работ с целью их расшифровки (см. рис.1, рис. 2). С учетом глубокого залегания подсолевых отложений во внутренней прибортовой зоне и девонских пород в зоне бортовых уступов глубины предлагаемых параметрических скважин составляют 6–7,5 км (на Чижинской площади сверхглубокая скважина 9 км). Рекомендуемые глубокие и сверхглубокие скважины, принимая во внимание их большую стоимость, необходимо расположить таким образом, чтобы дать оценку разных типов зон возможного нефтегазонакопления нижнепермско-средне-франского и досреднефранского комплексов по всей территории внутренней прибортовой и бортовой зон.

Наиболее перспективное направление поисков нефти и газа – выявление во внутренней прибортовой зоне карбонатных рифогенных массивов типа Карачаганакского. Параметрическим бурением (Южно-Долинская, Кузнецовская и Чижинская скважины с проектными глубинами 7, 7 и 9 км соответственно) необходимо вскрыть предположительно выделяемые карбонатные тела аномально высокой мощности (1–2 км) нижнепермско-среднефранского комплекса. Бурящаяся Южно-Дарьинская и намечаемая к заложению Федоровская скважины также будут способствовать решению этой задачи (см. рис. 1, рис.2).

В зоне бортовых уступов крупный карбонатный вал подзднедевонско-турнейского возраста выделяется на Деркульской и Ростощинской площадях. На Ростощинской вершине рекомендуется заложить скважину глубиной 6 км (см. рис. 2).

По результатам построений мощность нижне-пермско-среднефранского комплекса в сводовых частях Долинско-Федоровской группы структур составляет 0,2–0,6 км. Долинская и Федоровская скважины представляют интерес для изучения досреднефранских отложений, поскольку данные структуры, по-видимому, характеризовались до-девонским или девонским заложением. Выделение по данным сейсморазведки карбонатных уступов в сводах этих поднятий может быть объяснено развитием относительно мелководных карбонатов среди распространенных на этой территории карбонатно-глинистых образований.

Для изучения и оценки нефтегазоносности конусов выноса грубообломочного материала, предположительно выделяемых на участках аномально высокой мощности досреднефранских отложений, предлагается бурение Западно-Ащисайской и Южно-Бурлинской скважин (с забоями по 7 км). Частично эту задачу будет решать и скважина П-65 Западно-Каменская. Западно-Ащисайская и Южно-Бурлинская скважины, вероятно, вскроют также одиночные рифовые тела нижнепермско-среднефранского комплекса.

На крупном подсолевом поднятии в пределах Чижинского выступа фундамента рекомендуется заложение сверхглубокой скважины с забоем 9 км, которая вскроет подсолевой разрез до среднего девона. Досреднефранские отложения в сводовой части структуры характеризуются резким сокращением мощности и, как предполагается, развитием песчаных фаций девона. Здесь же обособляется крупная биогермная постройка ранне-пермско-среднефранского возраста.

Принципиальным является вопрос о распространении в моноклинально воздымающихся к северу терригенных отложениях девона неантиклинальных ловушек нефти и газа. На Рожковской площади (скв. П-3) эти отложения отсутствуют, а южнее тектонического нарушения по фундаменту прослеживаются в разрезе. Южно-Рожковская скважина глубиной 6,2 км до поверхности фундамента вскроет терригенные девонские отложения на участке, где, судя по рисунку изогипс, можно ожидать неантиклинальную ловушку (см. рис. 2).

Параметрические скважины глубиной 7,5 и 6,5 км рекомендуется пробурить на крупных Западно-Каменском и Тепловском среднедевонских карбонатных массивах. К югу от Карачаганакской площади по преломляющему горизонту, предположительно связанному с поверхностью карбонатов девона, выявлено крупное Акбулакское поднятие (75x20 км). В его сводовой части рекомендуется бурение скважины, которая при забое 7 км вскроет отложения девона.

Несмотря на относительно высокую плотность сейсмических работ в северной бортовой части Прикаспийской впадины, эффективность изучения подсолевого комплекса недостаточно высока, что объясняется сложными Сейсмогеологическими условиями региона. Для повышения эффективности геофизических работ предлагается комплексирование сейсморазведочных методов МОГТ и КМПВ в модификациях продольного и непродольного профилирования. Для поиска новых зон возможного нефтегазонакопления, связанных с крупными седиментационно-тектоническими структурами, рекомендуется включить в комплекс сейсморазведочных работ сеть непродольных профилей (360 км) при отработке с двух пунктов взрыва для каждого профиля. Продольный профиль КМПВ широтного простирания (180 км) рекомендуется для увязки картины непродольных профилей, выяснения характера подсолевого разреза во внутренней прибортовой зоне и проверки наличия Акбулакского свода. Региональные профили МОГТ (2600 км) предлагается проводить по системам наблюдений, обеспечивающим трехмерные построения. Плановое расположение проектируемых профилей должно связать ранее пробуренные и рекомендуемые параметрические скважины в одну систему.

приведение геолого-экономических исследований с целью выявления наиболее эффективных направлений геологоразведочных работ; одна из важных задач исследований – выяснение, при каких ожидаемых запасах нефти и газа рентабельны поиски, разведка и эксплуатация залежей на глубинах 4, 5, 6 км, что позволит исключить из планов работ районы, где предполагаемые размеры залежей и глубины их залегания делают поиски нерентабельными;

Таким образом, исследования, выполненные по северной части Прикаспийской впадины, позволили провести нефтегазогеологическое районирование подсолевого комплекса, выделить в пределах изучаемой территории нефтегазоносные районы, зоны нефтегазонакопления, зоны возможного нефтегазонакопления, уточнить местоположение объектов для поисков залежей УВ типа Карачаганака в нижнепермско-среднефранском карбонатном комплексе и предложить ряд новых направлений ГРР. К последним относятся поиски залежей нефти и газа в одиночных рифовых постройках нижнепермско-среднефранского комплекса, в крупных карбонатных телах предположительно среднедевонского возраста, в досреднефранских терригенных отложениях на участках развития мощных грубообломочных авандельтовых накоплений и в сводах унаследование развивавшихся структур, где можно ожидать распространение коллекторов в песчаных фациях. Следует напомнить, что с поисками нефти и газа в карбонатно-терригенных и терригенных отложениях досреднефранского комплекса связывается возможность открытия бессернистых залежей УВ. С целью реализации предлагаемых направлений работ намечены площади для заложения параметрических скважин и определены задачи и методика региональных геофизических работ, конкретизированы задачи научно-исследовательских работ.

1. Девонское направление поисково-разведочных работ на нефть и газ на севере Прикаспийской впадины / Г. А. Габриэлянц, С. М. Камалов, О. Н. Марченко и др. // Геология нефти и газа.– 1990.– № 1.– С. 2–7.
2. Иванов Ю. А., Сдобников В. Б., Сметанина В. П. Особенности строения зон нефтегазонакопления в Прикаспийской впадине и основные направления геологоразведочных работ на нефть и газ / Обзор информ. ВНИИгазпром. Сер. Геология и разведка газовых и газоконденсатных месторождений.– 1986.– Вып. 7.
3. Самвелов Р. Г., Соловьев Б. А., Подкорытов Н. Г. Прогноз Северо-Казахстанской региональной зоны нефтегазонакопления в северной прибортовой части Прикаспийской впадины / Труды ВНИГНИ.– 1987 г.– С. 41–48.
4. Соловьев Б. А., Федоров Д. Л. О реализации комплексного проекта геологоразведочных работ на нефть и газ в Прикаспийской впадине в ХП пятилетке // Геология нефти и газа.– 1988.– № 9.– С. 57–59.

Subsalt deposits on the northern flank of the Precaspian depression are highly prospective for oil and gas, but are characterized by a complex geologic structure and are as yet imperfectly understood which involves difficulties for further efficient exploration. The investigations conducted have made it possible to carry out detailed oil / gas zonation of the area under study and to elaborate recommendations regarding regional geologic and geophysical exploration for the years 1991–1996 and beyond.

Границы тектонических элементов: 1 – нижнепермско-московского, 2 – башкирско-визейского, 3 – турнейско-верхнедевонского, 4 – среднедевонского возраста, 5 – по фундаменту; 6 – границы фациальных зон; 7 – изолинии мощности, км; отложения: 8 – мелководные карбонатные, 9 – карбонатные биогермные, 10 – карбонатные предположительно биогермные, 11 – мелководные карбонатные и глубоководные карбонатно-терригенные, 12 – глубоководные карбонатно-терригенные, 13 – прибрежные и мелководные терригенные и карбонатные, 14 – грубообломочные терригенные, /5 – мелководные и глубоководные терригенные с прослоями карбонатных пород, 16 – песчаные, 17 – мелководные и глубоководные терригенные; 18 – скважины; структурные элементы: А – Карповский выступ, Б – Погодаево-Остафьевский прогиб, В – Чинаревский выступ, Г – Уральский выступ

1–5 см. на рис. 1; 6 – изогипсы кровли подсолевых отложений, м; месторождения: 7 – нефтегазоконденсатные, 8 – газоконденсатные и газовые: границы зон: 9 – нефтегазоносных районов, 10 – нефтегазонакопления и зон возможного нефтегазонакопления; рекомендуемые региональные сейсмические профили: 11 – МОГТ, 12 – продольный КМПВ, 13 – непродольные КМПВ; 14 – рекомендуемые параметрические скважины; площади: 1 – Западно-Каменская, 2 – Чижинская, 3 – Кузнецовская, 4 – Ростошинская, 5 – Тепловская, 6 – Южно-Рожковская, 7 – Федоровская, 8 – Долинская, 9 – Южно-Долинская, 10 – Южно-Бурлинская, 11 – Акбулакская, 12 – Западно-Ащисайская