Обширная и слабоизученная территория мелководного шельфа Северного Каспия, расположенная к северу от линии о-в. Чечень – п-ов. Тюб-Караган, и его береговое обрамление имеют сложное гетерогенное геологическое строение. Северная зона этого региона располагается в южной части Прикаспийской мегасинеклизы, а южная – в пределах северной части Скифско-Туранской плиты эпипалеозойской платформы.

По нефтегазогеологическому районированию рассматриваемый регион располагается в пределах двух крупных нефтегазоносных провинций (НГП): на севере – Прикаспийской, на юге – Северо-Кавказско-Мангышлакской [6].

Проведенные в течение последних лет системные исследования Северо-Каспийского региона позволили разработать геологическую модель его строения [3].

В крайней северной части северной зоны по добайкальскому фундаменту выделяется тектоническая “барьерная зона” блоковых поднятий, которая по данным О. Г. Бражникова и В. Н. Михалькова (1987) генетически связана с крупной верхнепалеозойской островодужной системой, вероятно служившей барьерным разграничением Северо-Каспийского бассейна осадконакопления от центральной зоны Прикаспийской мегасинеклизы (рис. 1). В эту тектоническую зону входит западная подзона, охватывающая по фундаменту (отметки –9, –10 км) Астраханский пологий свод, ограниченный с запада Западно-Каракульским, с юга – Каракульско-Приморским и с северо-востока – Заволжским глубинными разломами. В восточную подзону блоковых поднятий по фундаменту входят такие крупные блоки высокого стояния, как Северо-Каспийское, Новобогатинское и Биикжальское поднятия фундамента (отметка фундамента –7,5; –9 км), где подсолевые образования имеют незначительную мощность. Южнее этой зоны выделяется крупная Заволжско-Тугаракчанская депрессионная область, где в осевой зоне поверхность добайкальского фундамента опускается до минус 13–14 км, а мощность подсолевых отложений 6–10 км. В этой тектонической зоне в верхнем девоне – нижней перми широко развиты тектоноседиментационные поднятия, связанные с карбонатными, в основном, рифогенными образованиями (см. рис. 1).

В самой южной части Северо-Каспийской субпровинции на стыке Прикаспийской мегасинеклизы и Скифско-Туранской эпигерцинской плиты, между южным бортом Заволжско-Тугаракчанского прогиба и граничным тектоническим швом, между синеклизой и Скифско-Туранской плитой расположена переходная покровно-надвиговая дугообразная тектоническая зона. Для нее характерно чередование блоков низкого и высокого стояния фундамента, наличие в них большого числа разломов. Верхнепалеозойские образования этой зоны имеют напряженную надвиговую тектонику, связанную с активным воздействием герцинид Восточного Предкавказья и Северного Устюрта [2]. Здесь с запада на восток выделяются Каракульско-Смушковская зона дислокаций, Укатненский прогиб, Северо-Бузачинское поднятие, Южно-Эмбенский прогиб и Южно-Эмбенское поднятие.

По надсолевому (верхнепермско-мезозойскому) структурно-формационному комплексу в пределах северной зоны Северо-Каспийского региона, вплоть до южной границы распространения активного галокинеза, выделяется южный краевой прогиб Прикаспийской мегасинеклизы (пассивная тектоническая окраина). Тектоническое строение этого структурно-формационного комплекса подчинено соляному тектогенезу, связанному с развитием мощной толщи кунгурской соли. В зависимости от типов соляных куполов надсолевые образования либо полностью, либо частично прорваны соляными штоками и разорваны радиальными разрывами[I]. Вблизи южной границы распространения кунгурской соленосной толщи, где мощность этих образований небольшая и энергия диапиризма невелика, надсолевые отложения деформируются в куполообразные складки. За пределами зоны распространения соляно-купольной тектоники выделяется переходная зона от южного краевого прогиба Прикаспийской мегасинеклизы к тектоническим зонам Восточного Предкавказья и Северного Устюрта – Мангышлака, продолжающаяся в акваториальной зоне Северного Каспия (см. рис. 1). В этой зоне рассматриваемый верхнепермско-мезозойский комплекс слагает неоавтохтонный структурный этаж, представленный слабодислоцированными терригенными породами мезозоя – кайнозоя, залегающими на палеозойских образованиях со значительным угловым несогласием.

Северная зона рассматриваемого региона на основе изучения геодинамических особенностей, тектонического строения, формационного анализа, а также характера распределения установленных и возможно продуктивных толщ и горизонтов, данных о промышленных скоплениях УВ в подсолевых и надсолевых образованиях была выделена в самостоятельную Северо-Каспийскую нефтегазоносную субпровинцию [2]. В ней в свою очередь выделены две нефтегазоносные области (Эмбенская и Астрахано-Приморская) и ряд нефтегазоносных районов и зон.

В пределах Северо-Каспийской нефтегазоносной субпровинции в береговой зоне в надсолевых отложениях выявлены нефтегазоносные комплексы (НГК), которые вероятно будут распространены и в акваториальной части субпровинции: верхнепермско-триасовый (терригенный); средне-верхнеюрский (терригенно-карбонатный); нижнемеловой (терригенно-карбонатный); верхний мел – палеоген (карбонатный); неогеновый (терригенный). Промышленная нефтеносность, связанная с этими НКГ, установлена: в северной береговой зоне Северного Каспия (Шукатско-Северо-Каспийская зона поднятий), где в соляно-купольных поднятиях выявлено 41 нефтяное месторождение; в восточной береговой зоне выявлено 22 месторождения (2 газонефтяных – на Южно-Эмбенском поднятии, 12 нефтяных и 2 нефтегазоконденсатных на Приморском поднятии; 1 газонефтяное и 5 нефтяных на Бузачинском своде); на западном берегу – 2 месторождения (1 – нефтяное на Каракульском валу и 1 газовое – на Астраханском своде).

Установленные в этих нефтегазоносных комплексах залежи УВ, особенно в юрских и меловых, реже – в триасовых и верхнепермских отложениях, пластовые, чаще всего тектонически и стратиграфически экранированные [6].

Небольшие запасы большинства выявленных залежей надсолевого комплекса обусловлены малыми объемами ловушек в связи с их приуроченностью к сводам соляно-купольных поднятий, осложненных разрывами, грабенами и размывами. Более значительные залежи УВ установлены в юго-восточной части береговой зоны (Прорва, Боранколь), где соляные штоки погружены на глубину более 2000 м, а поднятия в надсолевых образованиях незначительно нарушены дизъюнктивными дислокациями.

В основании надсолевого мегакомплекса залегают преимущественно красноцветные толщи пермо-триаса. Продуктивность этих образований, не обладающих в большинстве случаев собственным генерационным потенциалом из-за незначительного содержания в них ОВ [1], определяется возможностями перетока УВ из нижележащих подсолевых продуктивных толщ. Такие условия для перетока УВ образуются либо в зонах полного оттока соли, либо при крупных тектонических нарушениях.

Таким образом, для северной зоны Северо-Каспийского региона основным источником УВ для надсолевого мегакомплекса предполагается вертикальная миграция УВ из подсолевых образований, а дополнительным,– могут служить сингенетичные УВ, генерированные на участках максимального погружения и повышения температур. Надсолевой мегакомплекс в рассматриваемой нефтегазоносной субпровинции содержит, как правило, продуктивные горизонты с высокими емкостными и фильтрационными свойствами (пористость до 20–39,5 %, отмечается также и хорошая проницаемость коллекторов) [1].

Для исследования возможности нафтидогенеза непосредственно в надсолевых образованиях шельфовой зоны Северо-Каспийской нефтегазоносной субпровинции была рассмотрена катагенетическая зональность надсолевого разреза, для чего была создана базовая оценочная модель, в которую включены максимальные палеоглубины этих отложений, реконструированные по сводным нормальным разрезам береговой зоны. При выполнении прогнозной оценки катагенетической зональности УВ в рассматриваемом регионе были использованы данные о палеотемпературах по соседним, идентичным по строению, палеоседиментационным бассейнам восточных и западных зон Прикаспийской мегасинеклизы [4]. При этом было установлено, что зональность стадии ПК прогнозируется в исследуемом регионе для надсолевых образований на глубинах 2600–2900 м; стадия МК₁ – 2850–4200 м; стадия МК₂ имеет место лишь на отдельных самых погруженных участках, поскольку глубинная зональность этой стадии составляет 6000 м и более.

Для количественной прогнозной оценки перспектив нефтегазоносности надсолевых образований рассматриваемого слабоизученного региона был использован объемно-статистический метод (ОСМ), сущность которого состоит в наличии эмпирической зависимости между величиной начальных потенциальных ресурсов углеводородов (НПР УВ) и объемом осадочного выполнения седиментационного бассейна, средней объемной скорости заполнения его породой с учетом реальной степени катагенетической превращенности ОВ (по различным методикам) [4]. Для количественной оценки начальных потенциальных ресурсов надсолевых образований привлекались лишь минимальные из полученных значений (в качестве пороговых) с учетом интегрального влияния возможных неблагоприятных для нафтидогенеза факторов. Проведенные расчеты НПР УВ для надсолевых образований с использованием ЭВМ по указанным методикам показали, что минимальные оценки НПР УВ для Северо-Каспийской нефтегазоносной субпровинции варьируют от 0,5 до 3,5 т⁵/км³. Наименьшие значения НПР УВ отмечаются на западном продолжении Приморского вала (0,5– 2,3 т⁵/км³), а также в крайней юго-западной зоне распространения соляно-купольной тектоники (1.0–2,3 т⁵/км³).

Наибольшие значения НПР УВ установлены в центральной части акватории вблизи Приморских поднятий по надсолевому комплексу (2,0– 3,5 т⁵/км³), а также в северо-западной части акватории Северного Каспия – на Жанбайском выступе. На этих же участках отмечается благоприятный прогноз катагенетической зональности (ПК – МК₂). Участки максимальных и минимальных значений НПР, выделенные различными методиками, схожи не только своими конфигурациями, но и близки по абсолютным значениям НПР УВ (рис. 2).

Установленная зональность НПР УВ в надсолевых образованиях шельфа северной зоны Северного Каспия в совокупности с данными о строении этих отложений, полученными по материалам сейсморазведки и гравиразведки [3], о распределении нефтегазоносности по основным нефтегазоносным горизонтам, а также анализ распространения в их пределах залежей УВ по береговой зоне [6], позволили произвести сравнительную оценку перспектив нефтегазоносности этих отложений.

На основе изложенного можно предположить, что наиболее крупные антиклинальные ловушки в акватории северной зоны Северного Каспия могут быть связаны, по аналогии со структурами в регионах интенсивного галокинеза (нефтегазоносные провинции Мексиканского залива, Днепровско-Припятская и др.), со структурами типа “щит черепахи”, “соляная подушка”, а также с межкупольными поднятиями [1]. Пермотриасовый комплекс в Северо-Каспийской субпровинции перспективен в крупных межкупольных зонах, где наиболее вероятно выявление залежей УВ, связанных с малоамплитудными поднятиями, осложненных разрывами. В этих ловушках возможны залежи легкой нефти и бессернистых газов в связи с предполагаемой очисткой этих флюидов в красноцветном комплексе пород [ 1]. В указанных надсолевых отложениях в Хазарском НГР акватории Северного Каспия (см. рис. 1) сейсморазведкой выявлено более 25 соляно-купольных структур в районах уменьшения мощности кунгура.

В северной зоне Северного Каспия юрские и меловые отложения наиболее перспективны в пределах Эмбенского НГО, где интенсивно развиты антиклинальные поднятия над криптодиапировыми соляными структурами (см. рис. 1).

Аналогичная зона нефтегазонакопления может быть связана с региональным выклиниванием триасовых отложений на северном борту Каракульско-Смушковского вала. Здесь могут быть развиты емкие заливообразные ловушки стратиграфического типа, обусловленные трансгрессивным прилеганием пород-коллекторов триасовых образований к более древним породам.

Непосредственно на акваториальном продолжении Смушковского НГР (Каракульско-Смушковская зона надвиговых дислокаций и ее продолжение в акватории Северного Каспия) мезозойские отложения слагают самый верхний неоавтохтонный комплекс. Этот комплекс весьма слабо дислоцирован, сложен, в основном, глинистыми образованиями средней юры и нижнего мела и, поэтому перспективы его нефтегазоносности рассматриваются как невысокие.

Северо-Бузачинский НГР, расположенный в восточной зоне Северо-Каспийской нефтегазоносной субпровинции более перспективен по исследуемому верхнепермско-мезозойскому комплексу. В северной части Бузачинского свода выявлены нефтегазоносные горизонты в отложениях нижнего мела (неоком) и средней юры. Определенные перспективы связываются и с верхнепермско-триасовыми молассовыми образованиями. Эти образования представлены неравномерно переслаивающимися песчаниками, алевролитами, туфо-песчаниками, туффитами, глинами и аргиллитами, с редкими прослоями мергелей и известняков. Верхнепермско-триасовые образования повсеместно распространены в этом НГР и имеют значительные мощности. Все эти породы накапливались преимущественно в восстановительной среде, в них отмечено значительное количество рассеянного органического вещества. Мощные пачки аргиллитов юрского возраста являются хорошими покрышками. Прямые признаки нефтегазоносности из этих отложений были получены на площадях Каражанбас, Култук, Николаевская, Куаныш и др. Однако низкие коллекторские свойства и неблагоприятные условия осадконакопления обусловили невысокий нефтегазоносный потенциал этих отложений.

В пределах крайнего к востоку Южно-Эмбенского перспективно-нефтегазоносного района мезозойские и кайнозойские терригенные породы слагают слабодислоцированный комплекс мощностью 2–3 км. Однако из-за слабой дислоцированности надсолевых образований и отсутствия хороших коллекторов перспективы нефтегазоносности надсолевых образований этого НГР рассматриваются, в целом, как невысокие. В то же время более перспективен северо-северо-западный склон этого поднятия (Южненско-Елемесский НГР), где в отложениях средней, верхней юры и нижнего мела уже выявлена промышленная нефтегазоносность (месторождения Кисимбай, Баранколь, Елемес) в пластовых сводовых и литологически экранированных залежах, приуроченных к антиклинальным и брахиантиклинальным складкам. Перспективны здесь и верхнетриасовые образования.

В шельфовой зоне южной части Северного Каспия, которая, как известно, относится уже к Северо-Кавказско-Мангышлакской НГП, по данным аэрокосмических и геофизических исследований отмечается продолжение крупных тектонических элементов, известных по западному береговому обрамлению (НГР – восточная зона кряжа Карпинского, зона Манычских прогибов, Прикумская зона поднятий и Ногайская ступень), где в акваториальной зоне по геофизическим данным выделяется ряд локальных поднятий (Зюдевская, Кировско-Каралитская, Петровская, Сенчаевская, Морская, Западно-Ракушечная, Северо-Кулалинский вал) [3].

Палеогеографический анализ этой зоны свидетельствует о наращивании мощностей мезозойских образований в направлении от береговой зоны в ее акваториальную часть, с одновременным увеличением мощностей продуктивных горизонтов триаса, юры и мела. Отмечается также укрупнение в акватории локальных ловушек, что позволяет предполагать здесь значительно большие ресурсы УВ, чем на прилегающей суше. Зонами генерации УВ могли служить разделяющие валы депрессии, а также зоны интенсивного погружения мезозойских и палеогеновых отложений на восточном погружении вала Карпинского. Здесь в триасовых отложениях основными коллекторами могут быть кавернозно-трещиноватые известняки рифогенных построек нефтекумской свиты нижнего триаса, мергели и известняки кизлярской свиты анизийского яруса [5]. Региональной покрышкой для этих образований является глинистая толща нижней юры. Для нижне-среднеюрских терригенных коллекторов покрышкой могут служить глинисто-карбонатные образования верхней юры. Здесь так же прогнозируется развитие терригенных коллекторов нижнемелового возраста, для которых флюидоупором может служить альбская глинистая толща. Возможно также развитие и верхнемеловых карбонатных коллекторов и в случае наличия структурных ловушек в этих образованиях они также могут содержать залежи УВ. Покрышкой для этих залежей могут служить мергельно-глинистые породы палеогена.

Нефтегазогенерирующие толщи и покрышки здесь, по-видимому, аналогичны рассмотренному выше НГР восточной зоны кряжа Карпинского. Зоной возможной генерации УВ для этого НГР могли служить депрессионные пояса, разделяющие валообразные поднятия, а также расположенная к югу Терско-Сулакская зона прогибов. В последние годы в непосредственной близости от береговой зоны Каспия были открыты 16 залежей в 14 месторождениях, связанных с триасовым комплексом отложений (Озерное, Кумухское, Южно-Талевское и др.), что существенно повышает перспективы нефтегазоносности этого района и его акваториального продолжения [5].

Формирование залежей такого литолого-стратиграфического типа предполагается за счет латеральной миграции УВ из нефтегазопродуцирующей толщи нижнего триаса смежных депрессионных участков с аномально-высоким пластовым давлением [5].

Анализ геолого-геофизического материала по береговому обрамлению в юго-западной зоне Северного Каспия указывает также на перспективы нефтегазоносности в пределах валообразных поднятий береговой зоны и акваториального продолжения зоны Манычских прогибов, Прикумской зоны поднятий по юрским и меловым отложениям, где могут быть выделены как структурные, так и литолого-стратиграфические ловушки и залежи УВ.

По приведенным геолого-геофизическим данным, оценочным критериям перспектив нефтегазоносности и на основе схемы нефтегазогеологического районирования [2] была составлена карта перспектив нефтегазоносности Северо-Каспийского региона (рис. 3).

1. Иванов Ю.А. Перспективы нефтегазоносности надсолевого и солевого комплексов Прикаспийской впадины // Геология нефти и газа. 1988.– № 7.– С. 1–5.
2. Керимов В.Ю., Авербух Б.М., Алиева С.А. Нефтегазогеологическое районирование Северо-Каспийского региона в связи с перспективами нефтегазоносности // Тематический сборник научных трудов АзИУ. Геолого-геохимические исследования при поисках, разведке и разработке месторождений УВ.– Баку.– 1991.– С. 3–10.
3. Керимов В.Ю., Авербух Б.М., Мильничук В.С. Тектоника Северного Каспия и перспективы нефтегазоносности // Сов. геология.– 1990.– № 7.– С. 23–30.
4. Количественная оценка перспектив нефтегазоносности слабо изученных регионов / А.Э. Конторович, Г.С. Гуревич, В.И. Демин и др.– М.: Недра, 1988.
5. Мирзоев Д.А., Шарафутдинов Ф.Г. Геология месторождений нефти и газа Дагестана.– Махачкала, 1988.
6. Нефтяные и газовые месторождения СССР. Справочник.– М.: Наука, 1987.

Investigations, undertaken in 1988–1990 at the Nothern Caspian region, allowed to build up its geological model, to resolve problems of oil and gas possibilities prediction and to make a new scheme of oil and gas zoning, where the Nothern Caspian subregion was singled out. Comperetive evaluation of oil and gas possibilities of oversalt formations was made for both the Nothern Caspian subregion (the nothern part of the region) and aquatoral continuation of the Nothern Caucausus–Mangishlac subregion (southern part of of the region). It was based on data on oversault formation structure at Nothern Caspian region and zoning of hydrocarbon distribution at offshore part of the Nothern Caspian sea.

1 – границы региональных структурных элементов I порядка; 2 – южная граница активного галокинеза; 3 – зоны поднятий (валы) (1 – Жамбайское, 2 – Амангельдинское, 3 – Нижнеуральское, 4 – им. Бакирова, 5 – Приморское, 6 – Шабурбалинское, 7 – Кер-оглы-Нубарское, 7 а – АзИнефтехимовское – северное, 7 б – АзИнефтехимовское, 8 – Западно-Огайское, 9 – Тенгиз-морское, 10 – Восточно-Огайское, 11 – Бузачин-ское, 12–Каракульско-Смушковская зона дислокаций, 14–Полдневский вал, 15–Северо-Кулалинский вал, 16–Цубукско-Промысловский вал, 17 – Камышанско-Каспийский вал); 4 – зоны прогибов (13 – Укатнинский прогиб); 5 – локальные поднятия, выявленные сейсморазведкой и бурением; 6 – локальные поднятия, выявленные по данным электро- и гравиразведки; 7 – локальные поднятия по данным аэрокосмических исследований; 8 – крупные тектонические зоны; А – южный краевой прогиб Прикаспийской мегасинеклизы (пассивная окраинная тектоническая зона развития интенсивной солянокупольной складчатости), Б – переходная зона от краевого прогиба Прикаспийской мегасинеклизы к альпийским сооружениям Восточного Предкавказья и Северного Устюрта-Мангышлака; В – Кряж Карпинского; Г – Зона Манычских прогибов; Д – Прикумская зона поднятий; Е – Терско-Каспийский краевой прогиб

а–по модели И. И. Нестерова, В. В. Потеряевой, 1975 г.;

б– по модели А. Э. Конторович, М. С. Моделевского и др., 1979 г.;

в – по модели А. Э. Конторовича, А. А. Трофимука, 1988 г.; 1 – по модели а до 10, б–до 20, в–до 22; 2–по модели а 10–20, б – 20–22, в – 22–24; 3 – по модели а 20–30, б - 22-24, в – 24–26; 4 – по модели а 30, б – 24–26, в – 26–28; 5 – по

модели б – 26, в – 28

1 – зоны поднятий; нефтегазогеологическое районирование, границы; 2 – Северо-Каспийской нефтегазоносной субпровинции, 3 – НГО, 4 – НГР, 5 – ЗНГН, б – распространения интенсивного галокинеза; 7 – индексы НГО, НГР, ЗНГН: А, В – Северо-Каспийская нефтегазоносная субпровинция Прикаспийской провинции: А – Эмбенская НГО; A₁ – Кошалакско-Карабатанский НГР; А_1a – Доссорская ЗНГН; А₂ – Кобяковско-Новобогатинская НГР; А_2a – Октябрьская ЗНГН; А₃ – Гурьевско-Кульсаринский НГР; А_3a – Байчунас-Корсакская ЗНГН; А_3б – Кульсаринская ЗНГН; Б – Астрахано-Приморская НГО; б₁ – Астраханский НГР; Б_1a – Аксарайская ЗНГН; Б₂ – Хазарский перспективный НГР; Б₃ – Приморский НГР; Б_3a – 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-Эмбенский перспективный НГР; В, Г, Д, Е – Северо-западная часть Северо-Кавказско-Мангышлакской нефтегазоносной провинции: В – Южно-Калмыкская НГО; В₁ – НГР Восточной части кряжа Карпинского; В_1а – Промысловско-Цубукская ЗНГН; В_1б–Камышанско-Каспийская ЗНГН; Г–Восточно-Предкавказская НГО; Г₁–Терско-Кумский НГР; Г_1а –Восточно-Манычская ЗНГН; Г_1б – Западно-Прикумская ЭНГН; Г_1в – Восточно-Прикумская ЗНГН; Д – Терско-Каспийская НГО; Е – Южно-Мангышлакская НГО; Ж – Северо-Устюртская самостоятельная газонефтеносная область; 8 – установленная нефтегазоносность по надсолевым отложениям; 9–14 – нефтегазоперспективные земли: 9 – высокоперспективные, 10 – относительно высокоперспективные, 11 – перспективные I категории, 12 – перспективные II категории, 13 – перспективные III категории, 14 – малоперспективные; 15–16 – нефтегазоперспективные комплексы: 15 – с установленной нефтегазоносностью, 16 – перспективные горизонты