Терригенный комплекс нижнего карбона (нижневизейский C1v1).
Включает песчано-глинистые с прослоями известняков отложения косьвинского, радаевского и бобриковского горизонтов кожимского надгоризонта нижнего визея. Фоновая мощность пород комплекса на большей части северо-западного обрамления Прикаспийской впадины не превышает 50-70м. Литологические образования комплекса представлены чередованием пачек темно-серых аргиллитов и глинистых известняков с прослоями серых и темно-серых песчаников.
Карбонатный комплекс нижнего-среднего карбона (визейско-башкирский C1v2-C2b1)
Комплекс включает отложения от тульского горизонта верхнего визея до нижнебашкирского подъяруса среднего карбона. Визейско-башкирские карбонатные отложения являются основным нефтегазосодержащим комплексом в подсолевых палеозойских отложениях Прикаспий11ской впадины. Отложения комплекса широко развиты на северо-западном обрамлении Прикаспийской впадины и представлены отложениями мелководного карбонатного шельфа - в основном светлоокрашенными известняками и доломитами, часто ангидритизированными, органогенными, содержащими редкие прослои глин. Мощность отложений изменяется от 350-500 до 600-700м.
Визейско-башкирский барьерный риф на всем своем протяжении сложен биогермными и биоморфно-детритовыми породами: известняками, доломитизированными известняками, доломитами, в значительной степени перекристаллизованными.
Терригенный комплекс среднего карбона (верхнебашкирско-нижнемосковский C2b2-C2m1).
Включает отложения верхнебашкирского подъяруса в объеме черемшанского и мелекесского горизонтов и верейский горизонт московского яруса среднего карбона.
Верхнебашкирские и верейские отложения сложены известняками светло-серыми водорослевыми, органногенно-обломочными и органогенно-детритовыми, массивными, плотными. Мощность верхнебашкирских карбонатов изменяется от 23 до 58м., верейских - от 22 до 90м.
Карбонатный комплекс среднего-верхнего карбона - нижней перми (надверейский или московско-артинский C2m1k-P1ar).
Включает отложения от каширского горизонта московского яруса среднего карбона до артинского яруса нижней перми. На севере и западе Прикаспийской впадины представлен всеми типами разрезов: лагунно-шельфовым, рифовым и депрессионным.
Сводный литолого-стратиграфический разрез северо-западного борта Прикаспийской впадины представлен на приложении 3 /А. В. Чепелюгин, Г. А. Шереметьева/.
3. Тектоника
Основными тектоническими элементами северо-западного обрамления Прикаспийской впадины являются Жигулевско-Пугачевский и Оренбургский своды, Бузулукская впадина, а на востоке крупный Соль-Илецкий выступ, имеющий треугольную форму и разломное ограничение. Указанные тектонические структуры являются элементами Волго-Уральской антеклизы и наряду с элементами Пачелмского авлакогена (Рязано-Саратовский прогиб) и юго-восточных склонов Воронежской антеклизы, расположенными западнее, широко освещены в ряде публикаций (Федоров, Кононов, 1981; Геофизическая характеристика и тектоника нефтегазоносных провинций... 1988; Максимов, Дикенштейн, Золотев и др. 1990).
В пределах юго-восточного крыла Прикаспийской впадины фундамент состоит из структурных элементов различных рангов (порядков), и его строение более сложное по сравнению с северо-западным крылом. От последнего юго-восточное крыло отделено упомянутыми Сарпинским прогибом на юго-западе и Центрально-Прикаспийским прогибом в центре, который на северо-востоке через Яйсанский прогиб соединяется с Предуральским прогибом. Северо-западная граница этого крыла соответствует разрывному нарушению (Центрально-Прикаспийскому разлому) с общим северо-восточным простиранием. На юге, юго-востоке и востоке юго-восточное крыло по системе разломов граничит с палеозойскими складчатыми сооружениями, перед которыми расположены компенсационные предгорные прогибы, такие как Предуральский, Предмугоджарский, заполненные орогенными формациями ранней перми, фундамент в пределах которых опущен до глубины 10-12 км. По направлению к центру впадины он воздымается до 7 - 8 км и затем вновь погружается в сторону Центрально-Прикаспийского прогиба уже до 18-20 км, образуя протяженную систему выступов. С юго-запада на северо-восток в эту систему входят Астраханский свод, Северо-Каспийский, Биикжальский, Коскульский, Перелюбский, Жаркамысский (Жанажольский), Темирский и другие выступы и поднятия. Общая протяженность этой полукольцевой системы краевых поднятий приближается к 1000 км, ширина полосы с глубиной залегания менее 10 км составляет в среднем 150 км. Амплитуда выступов 2,0-3,0 км. По своему палеогеологическому положению и морфоструктуре данная система напоминает островную дугу палеошельфа. В геологической литературе за этой тектонической зоной утвердилось название Астраханско-Актюбинской системы поднятий.
Слабее в рельефе фундамента выражены прогибы, ограничивающие Астраханско-Актюбинскую систему выступов с юга и юго-востока. Очевидно, это обусловлено тем, что на территории впадины располагается сейсмическим горизонтам "Ф" и "П1", характеризующими региональную структуру Прикаспийской впадины и ее обрамлений, в работе содержится серия геологических документов, включающая геологические и сейсмические профильные разрезы различных частей впадины, крупномасштабные детальные карты отдельных, наиболее интересных его участков; карты, отражающие палеогеографические и палеотектонические обстановки седиментации; документы, характеризующие строение уникальных и типичных месторождений нефти и газа и др. Все это дает возможность получить представление не только о региональной, но и детальной геологии Прикаспийской впадины и более полно осветить строение основных тектонических, тектоно-седиментационных и седиментационных образований, а также показать их соотношение в плане.
В настоящем разделе с достаточной степенью детальности рассмотрена характеристика основных тектонических и тектоно-седиментационных элементов осадочного чехла Прикаспийской впадины и ее ближайшего обрамления.
Характерной чертой строения Северо-Западной части прикаспийской впадины является существование, по крайней мере, четырех разновозрастных рифовых систем, которые играли большую роль в формировании структуры осадочного чехла бортовой зоны Прикаспийской впадины (Грачевский, Берлин, Чепелюгин и др. 1971; Кирюхин, Сапожников, Шлезингер, Яншин, 1980; Чепелюгин, Шереметьева, 1981; Федоров, Кононов, 1981; Джумагалиев, Голов, Кирюхин и др. 1984; Кононов, Никитин, Яцкевич и др. 1986; Габриэлянц, Дикенштейн, Капустин и др. 1991).
Под рифовой системой нами понимается совокупность одновозрастных рифовых построек различных морфогенетических типов. Осью рифовой, системы является барьерный риф, слагающий краевую часть мелководного карбонатного шельфа и являющийся границей разнофациальных зон, (мелководного шельфа и относительно глубоководной, депрессионной, части бассейна). В рифовую систему включаются также "оперяющие" барьер
лагунно-шельфовые малоамплитудные постройки типа биогермов и высокоамплитудные, бассейновые, типа пиннаклов и атоллов.
Крутые бассейновые склоны разновозрастных краевых барьерных рифов образуют карбонатные уступы по поверхностям соответствующих карбонатных комплексов. На северо-западном борту впадины выделяется четыре карбонатных литолого-стратиграфических комплекса, отлагавшихся в трансгрессивные этапы развития территории, по поверхностям которых, с различной степенью детальности, закартированы протяженные зоны рифовых уступов. Это карбонатные комплексы среднего девона (эйфельский), верхнего девона - нижнего карбона (верхнедевонско-турнейский), нижнего-среднего карбона (верхневизейско-башкирский) и среднего-верхнего карбона - нижней перми (надверейский).
4. Нефтегазоносные комплексы
Литолого-стратиграфические комплексы подсолевого палеозоя Прикаспийской впадины в стратиграфическом диапазоне от среднего девона до нижней перми включительно представляют самостоятельные регионально нефтегазоносные комплексы. Каждый из рассмотренных ранее комплексов содержит промышленные скопления углеводородов либо их признаки. Практически все основные открытия, включая уникальные месторождения нефти и газа, в подсолевых отложениях Прикаспийской впадины связаны с палеозойскими рифами, развитыми в широком стратиграфическом диапазоне от среднего девона до нижней перми включительно. К ним относятся Астраханское, Тенгиз, Карачаганак и др. месторождения. Даже на Оренбургском газоконденсатном месторождении, контролируемом Оренбургским валом, значительная часть запасов углеводородов содержится в коллекторах рифового генезиса.
Каждый из рассмотренных литолого-стратиграфических комплексов содержит в своем составе нефтематеринские породы, основными нефтепроизводящими среди которых являются глубоководные глинисто-кремнисто-карбонатные битуминозные породы, широко развитые во внутренних районах впадины. Большой стратиграфический диапазон и широкий ареал распространения нефтегазоматеринских формаций свидетельствуют о значительных масштабах происходивших здесь процессов генерации и аккумуляции углеводородов.
Глубинный интервал залегания скоплений углеводородов в подсолевых отложениях колеблется в пределах 1500-6200м. Мощности продуктивных отложений изменяются от нескольких метров и десятков метров до нескольких сотен метров, в ряде случаев превышая тысячу метров. Залежи характеризуются сложным фазовым составом углеводородов, обусловленным такими факторами как высокое содержание газа, растворенного в нефти, наличие высокого содержания конденсата в газе, что образует сложные соотношения флюидальных и газообразных систем. Специфической чертой Прикаспийской впадины является установленное для подсолевой части осадочного чехла наличие зон с аномально высоким пластовым давлением (АВПД), которые, несомненно, оказали значительное влияние, как на формирование зон нефтегазонакопления, так и на условия и механизм аккумуляции залежей углеводородов.
В карбонатном комплексе среднего Д е в о н а ) промышленная нефтегазоносность установлена на северном обрамлении Прикаспийской впадины, в зоне нефтегазонакопления связанной с рифогенными коллекторами краевой части бийско-афонинского (эйфельского) "биогермного" массива (Зайкинско-Росташинская группа месторождений), на Чинаревском и Карачаганакском месторождениях. В этой зоне открыто более десяти месторождений, из которых три нефтегазоконденсатные. В скважине-первооткрывательнице зоны Зайкинской 555 в интервале 4548-4565м получен газ с конденсатом. Дебит газа 170тыс. м3/сут., конденсата 221,8т/сут на 9,5мм штуцере. Из интервала 4518-4526м фонтанировал газ с конденсатом, содержание конденсата, плотностью 0,93г/см3, составило 993 г/см3. В разрезе эйфельских карбонатов выделено четыре продуктивных пласта D-VO; D-V1; D-V2; D-V3.Сведения о строении, объектах промышленной разработки месторождений, степени выработки запасов и др. данные о Зайкинском и Росташинском месторождениях приведены в работе "Геологическое строение и нефтегазоносность Оренбургской области", 1997г.).
Скважиной-открывательницей нефтяной залежи на Карачаганакском месторождении явилась скв. 15, в которой при испытании интервала 5647-5680м в живетских отложениях был получен приток нефти и газа дебитами 72,6т/сут и 69,1тыс. м3/сут соответственно. Нефтяная залежь в терригенно-карбонатных отложениях среднего девона на месторождении затем была подтверждена положительными результатами испытания скважин D-1 и D-5. Дебит нефти и газа в скв. D-1 при испытании интервала 6080-6256м в эйфельских отложениях составил соответственно 24,2мЗ/сут. и 69тыс. м3/сут.
Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6
