Известно, что нефтегазоносность территории зависит от характера проявления тектонических процессов, обусловливающего формирование нефтегазоносных комплексов и зон нефтегазонакопления.

В пределах юго-западной части Прикаспийской впадины наиболее распространен среднеюрский нефтегазоносный комплекс. Люминесцентно-битуминологические исследования этих отложений, проведенные в НВНИИГГе, показали, что они могут содержать пласты, способные в определенных термобарических условиях генерировать нефть и газ в количествах, имеющих практическое значение. Этот нефтегазоносный комплекс состоит из двух литологических пачек пород: нижней — песчано-алевролитовой аален-байосского и верхней — глинистой байосского возраста. Коллекторские качества песчано-алевролитового пласта достаточно высокие. На Астраханском своде его пористость превышает 20-23 %. Покрышкой для коллекторской пачки служит залегающая выше глинистая пачка байосского яруса мощностью 30-70 м. Перекрывает ее еще один возможно нефтегазоносный пласт песчаников. Наибольшая его мощность зафиксирована на Астраханском своде — до 40 м. Покрышкой его является пласт глин, залегающий в кровле байосского яруса. Коллекторские свойства улучшаются к бортам впадины, в сторону их регионального выклинивания.

Эта зона улучшенных коллекторских свойств юрских отложений (рис. 1) протягивается в субширотном направлении восточное Северо-Эджинского выступа дислоцированных герцинских образований кряжа Карпинского. Южнее полосы выклинивания среднеюрский комплекс прослеживается на своде кряжа, где также характеризуется повышенными емкостными параметрами. Наиболее обширная зона повышенной мощности среднеюрских образований отмечается в южной и центральной частях Астраханского свода. На южном склоне свода при общей тенденции увеличения толщины пласта в восточном направлении выделяются отдельные аномальные участки повышенной толщины (Бешкульская, Тинакская, Разночиновская площади). Обусловлено это прежде всего первичными условиями седиментации. В центральной и восточной частях свода, где наиболее интенсивно проявился соляной тектогенез, мощность пласта в мульдах достигает 185 м. В Пустынно-Верблюжьей зоне мощность пачки уменьшается до 20-50 м.

При исследовании палеотектонических факторов было выявлено, что залежи УВ в нефтегазоносных комплексах при одинаковых благоприятных палеогеографических и фациальных условиях приурочены к определенным участкам, характеризующимся повышенными скоростями седиментации [2, З]. Отмечена ведущая роль конседиментационного прогибания в формировании региональных нефтегазоносных комплексов. Для образования скоплений нефти и газа в одних и тех же бассейнах седиментации требуется относительно устойчивое прогибание с амплитудой, достаточной для возникновения необходимых для нефтегазообразования термодинамических условий. Установлено, что нефтегазоматеринские породы юрского возраста в процессе седиментации погружались со скоростью 8-16 м/млн лет. Причем максимальные скорости конседиментационного погружения отмечены для Пустынно-Верблюжьей зоны, южного склона Астраханского свода (Бешкульская, Тинакская, Разночиновская площади) и северного склона кряжа Карпинского (Цубукско-Промысловская зона и Полдневской вал). Постседиментационное прогибание юрского комплекса исследуемого региона наиболее активно проявилось в раннемеловой этап развития.

В раннемеловую эпоху потенциально нефтегазоматеринские толщи погрузились на максимальную глубину 350-450 м, на которой расчетная температура пласта составила 38-42 °С. Известно, что термобарические условия нефтегазообразования и время нахождения в них пород контролируют возможность реализации нефтегазоматеринского потенциала пород. В основе этого положения лежит осадочно-миграционная гипотеза происхождения нефти (Вассоевич Н.Б., 1967; [1]). По мнению большинства исследователей основным фактором катагенеза рассеянного органического вещества пород является температура, влияние же геологического времени оценивается по-разному. Но и геологическое время, безусловно, оказывает определенное воздействие на нефтегазообразование (Лопатин И.В., 1976). Нижний температурный предел начала главной зоны нефтегазообразования (ГЗН) принят 60 °С. При расчете палеотемператур была использована методика, разработанная С.П.Максимовым, Н.А.Минским, Н.И.Ворониным [2, 5]. Установлено, что в пределах докембрийской платформы региона лишь среднеюрский нефтегазоматеринский комплекс входит в ГЗН, тогда как в пределах герцинской платформы (кряж Карпинского) юрские и нижнемеловые породы смогли реализовать свой нефтегазоматеринский потенциал.

Юрские отложения, погрузившиеся на еще большие глубины к началу позднемеловой эпохи (700-1000 м), получили дополнительные термодинамические импульсы для реализации своих нефтегазогенерирующих возможностей. В изучаемом регионе юрские образования либо вошли в ГЗН, либо находились в непосредственной близости от нее. В течение позднемелового времени нефтегазоматеринские пласты юрского комплекса испытали лишь незначительное погружение, пластовая температура увеличилась на 5-10 °С. Поэтому позднемеловой этап развития можно считать периодом относительной термодинамической стабильности. В этот этап в юрских образованиях кряжа Карпинского продолжали протекать процессы нефтегазообразования.

В палеогеновый этап в отдельных частях региона произошло существенное погружение юрских нефтегазоматеринских толщ (до 1200-1500 м), которое сопровождалось дополнительным воздействием термодинамических факторов на активизацию процессов нефтегазообразования.

Прослеживание изменений емкостей ловушек во времени показало, что к началу накопления нижнеаптских отложений они были способны вместить те объемы нефти, которые наблюдаются в них и в настоящее время. Этот вывод подкрепляется и характером размещения залежей нефти (рис. 2). При прочих равных геологических условиях близко расположенные ловушки в зависимости от времени заложения отличаются характером насыщения. Так, на рядом расположенных с Бешкульским нефтяным месторождением Долан-Алдынском и Беркультинском поднятиях юрские пласты обводнены, поскольку последние были сформированы в более позднее время, чем Бешкульское поднятие. Вместе с тем Тинакское и Разночиновское поднятия согласно палеотектоническим построениям развивалась аналогично Бешкульскому поднятию.

Те же тенденции прослеживаются для области проявления соляного тектогенеза. По данным комплексных геохимических исследований [4] установлено, что формирование залежей нефти и газа в юрских отложениях Прикаспийской впадины происходило за счет как собственно нефтегазоматеринских толщ, так и перетоков УВ из подсолевых отложений. Сильная нарушенность надсолевого комплекса на соляных куполах отрицательно сказалась на условиях сохранения залежей нефти и газа. Выполненный автором детальный палеотектонический анализ развития соляных куполов показал, что они неоднократно испытывали интенсивный рост, в результате чего были сформированы четко выраженные ловушки почти по всему надсолевому разрезу, за исключением неоген-четвертичных отложений.

Формирование залежей нефти и газа, вероятно, началось в раннемеловое время, когда юрские отложения на отдельных участках впадины вошли в ГЗН, а локальные восходящие движения привели к формированию соляных куполов. Последующие особенности развития способствовали интенсификации процессов нефтегазообразования и нефтегазонакопления в надсолевом комплексе, а также возможному разрушению и переформированию ранее образовавшихся залежей УВ вследствие широкого развития дизъюнктивных нарушений. В зоне соляно-купольных структур в среднеюрском нефтегазоносном комплексе пока открыто одно месторождение нефти — Верблюжье. Причем выявлено несколько залежей, приуроченных к различным стратиграфическим подразделениям — от среднеюрских до верхнемеловых.

Таким образом, в среднеюрском комплексе наиболее перспективными в нефтёгазоносном отношении являются район южно-астраханских поднятий (Бешкульское, Тинакское, Разночиновское), Пустынно-Верблюжья зона и зона регионального выклинивания среднеюрского пласта, в пределах которой возможно обнаружение ловушек литолого-стратиграфического типа (см. рис. 2).

1. Влияние физико-геологических факторов на катагенез рассеянного органического вещества в разных геотектонических областях/ Г.М.Парпарова, С.Г.Неручев, А.В.Жукова и др. // Изв. АН СССР. Сер. геол. -1979. - №7. - С.126-139.

2. Воронин Н.И. Палеотектоника и размещение нефтегазовых залежей в Прикаспии и прилегающих районах //Недра Поволжья и Прикаспия. — Саратов: НВНИИГГ, 1991. - Вып. пробн. — С.46-53.

3. Воронин Н.И. Палеотектонические критерии прогноза и поиска залежей нефти и газа на древних и молодых платформах (на примере Прикаспинской впадины и прилегающих районов Скифско-Туранской платформы): Автореф. дис... д-ра геол.-минер. наук. — М., 1988.

4. Воронин Н.И., Федоров Д.Л. Геология и нефтегазоносность западной части Прикаспийской впадины. — Саратов: Изд-во СГУ, 1976.

5. Минский Н.А. формирование нефтеносных пород и миграция нефти. — М.: Недра. 1975.

ã Н.Н.Гольчикова, 1998

] — изогипсы, м; 2 — тектонические нарушения; 3 — участки отсутствия байосской пачки; площади: 1 — Верблюжья, 2 — Воропаевская, 3 — Пустынная, 4 — Халганская, 5 — Юстинская, б — Бешкульская, 7 — Разночиновская, 8 — Тинакская, 9 — Эджинская, 10 — Полдневская, 11 — Цубукская, 12 — Промысловская

1 — нефтяные месторождения; 2 — газовые залежи; 3 — установленные нефтегазопроявления; 4 — зоны, перспективные в юрском комплексе. Остальные усл. обозначения см. на рис. 1