Геологічна будова тектоніка і нафтогазоносні комплекси Прикаспійської западини

Агентство з освіти РФ

Саратовський державний університет

імені Н.Г. Чернишевського

Кафедра геології і геохімії горючих копалин

Звіт на тему:

«Геологічна будова, тектоніка і нафтогазоносні комплекси Прикаспійської западини»

Виконав:

студент 312 групи

Ізмайлов Шаміль Гаязовіч

Перевірив: кандидат геолого-мінералогічних наук Смирнов Василь Анатолійович

Саратов

2009

Зміст

Введення

1.Основні риси геологічної будови Прикаспійської западини

2.Літолого-фаціальні особливості Прикаспійської западини

3.Тектоніка

4.Нефтегазоносние комплекси

Висновок

Література

Додатки:

1. Геологічний розріз Мілорадовско-Алтатінского перетину північній частині Прикаспійської западини.

2. Літолого-фаціальних розріз Прикаспійської западини

3.Сводний літолого-стратиграфічний розріз північно-західного борту Прикаспійської западини.

Введення

Уявлення про геологічну будову фундаменту і подсолевих відкладень Прикаспійської западини базуються на результатах проведених регіональних і детальних сейсмічних досліджень в комплексі з даними буріння глибоких параметричних і пошукових свердловин, які висвітлюють будова головним чином її бортових частин до глибин 3,5-4,5 тис. м. , в окремих випадках до 5,0-6,0 тисяч метрів.

У Прикаспійської западині застосовувалися всі існуючі модифікації методів сейсморозвідки (ДСЗ, КМПВ, MOB, мРНП, МОГТ).

1. Основні риси геологічної будови прикаспійської западини

Основні риси регіональної структури

Глибинні сейсмічні зондування (ГСЗ) проведені за кількома протяжним профілів (Волгоград-Челкар, Саратов-Гур'єв, Еліста-Бузулук та ін) Цими дослідженнями простежено поверхню Мохо та консолідованої кори. Виконані роботи підтвердили існування в центральній частині западини мантійних виступу, раніше виділеного по гравіметричним даними, Сейсмічні роботи виконані КМПВ серією протяжних профілів. У межах північного та західного обрамлень западини КМПВ простежено заломлює горизонт з V г = 6,2 - 6,6 км / с, відповідний за даними буріння поверхні дорифейський фундаменту. Заломлює горизонт з такою ж швидкістю граничної реєструється КМПВ на східному і південному бортах западини (в Актюбінську-Астраханської зоні). Тут він імовірно ототожнюється з додевонской поверхнею. У центральній частині западини цим методом фіксується високошвидкісний сейсмічний горизонт з V г = 6,9 -7,1 км / с (верхня межа "базальтового" шару).

Сейсмічні роботи КМПВ зіграли велику роль у вивченні будови консолідованої кори Прикаспійської западини. Вони дозволили для всієї її території скласти за заломлюючим горизонтів структурну карту в масштабі 1:1000000 і виділити ряд великих тектонічних зон (Актюбінської-Астраханську зону піднять, Волгоград-Оренбугрскій бортовий уступ, карбонатні масиви та ін.) Однак точність за даними КМПВ невелика, що зумовлено застосуванням при спостереженнях неповних систем годографів, відсутністю даних про швидкісні параметри геологічного розрізу та похибками у кореляції хвиль.

Регіональні та пошукові сейсмічні роботи MOB проводилися з 1936 по 1974р. Відбивні горизонти в подсолевом комплексі цим методом фіксуються не всюди, недостатньо достовірно і звичайно тільки за докунгурской поверхні (горизонт "П _1").

Впровадження МОГТ з цифровою реєструючої та обробної апаратурою різко підвищило інформативність, достовірність і глибинність досліджень. По суті в даний час подсолевие відкладення западини висвітлюються МОГТ на всю їх потужність, при цьому регіонально простежуються три опорних горизонту "П _1", "П _2", "П _3", розчленованих подсолевие відкладення на три великих сейсмокомплекса, які відповідають трьом великим структурно -формаційних комплексів: доверхнедевонскому, верхнедевонско-кам'яновугільному та московсько-ніжнепермскому (надверейскому). У бортових зонах западини МОГТ простежуються від двох до семи і більше відбиваючих горизонтів, розчленованих подсолевие відкладення на серію літолого-стратиграфічних комплексів з мінімальною потужністю до 70-100м. На відміну від численних місцевих (локальних) відбиваючих горизонтів опорні горизонти "П _1", "П _2" і "П _3" простежуються стійко, тому що приурочені до кордонів, які представляють собою різкі розділи середовищ з різними акустичними властивостями. Горизонти "П _1" і "П _2" розкриті багатьма глибокими свердловинами в прибортових частинах западини і мають точну стратиграфическую прив'язку. У центральних частинах западини стратифікація всіх сейсмічних горизонтів, через відсутність даних буріння, умовна. Подальший розвиток МОГТ і використання сейсмостратіграфіі показало, що поряд з картуванням сейсмічних горизонтів регіонального та зонального значення є можливість виділяти слабкі відображають кордону за формою сейсмозапісі, а також за динамічними і кінематичними особливостям хвильового поля прогнозувати динаміку опадонакопичення речовинний склад геологічного розрізу, у тому числі виділяти ріфогенниє освіти, трасувати зони стратиграфічного і літологічного виклинювання. За допомогою МОГТ ведуться пошуки локальних структур та підготовка їх до глибокого буріння.

Оцінюючи в цілому сейсмічну вивченість Прикаспійської западини, слід підкреслити, що вона недостатня і нерівномірна. Найменш

вивчена центральна частина западини, де відпрацьовані лише поодинокі регіональні та рекогносцирувальні профілі, при цьому на більшості з них проведено спостереження із застосуванням будь-якої однієї модифікації сейсморозвідки (найчастіше КМПВ). Тому інформація з цих профілів неповна.

Регіональні сейсморозвідувальні роботи проводилися в основному в бортових зонах западини, де глибини залягання поверхні подсолевого палеозою змінюються від 1,0 - 3,5 км на зовнішньому платформенном її обрамленні до 5,0 - 7,0 км у внутрішніх прибортових районах. Аналіз сейсмічної вивченості бортових зон регіональними роботами показує, що достатньо повно вивчені зовнішні обрамлення Прикаспійської западини на півночі і заході.

На східному та південному бортах западини (в межах Актюбінської-Астраханської зони) залишається невивченим будова нижнього комплексу верхнього девону - нижнього карбону (D 3 - Q) і не оконтурени виявлені карбонатні масиви (Темірський, Жаркамисскій, Каратон-Тенгізська, Астраханський). Недостатньо виявлено характер зчленування Прикаспійської западини з кряжем Карпінського. На західному і північному бортах западини потрібне уточнення положення різновікових бортових уступів і простежування їх схід Карачаганакського підняття, а також вивчення додевонскіх відкладень.

Беручи до уваги високі перспективи внутрішніх частин бортових зон, де можуть бути відкриті родовища подібні Карачаганакском, основні обсяги регіональних робіт слід зосередити у внутрішніх прибортових частинах Прикаспійської западини. Це в рівній мірі відноситься як до північно-західної, так і до південно-східній її частинах. Для підвищення ефективності геофізичних робіт необхідно комплексування сейсморозвідувальних методів МОГТ і КМПВ в модифікаціях поздовжнього і непродольного профілювання. На окремих об'єктах МОГТ рекомендується проводити по системах спостережень, які забезпечують тривимірні побудови. Досвід таких побудов є на Тенгізі і Карачаганак.

Детальними і рекогносцирувальна сейсмічними дослідженнями масштабу 1:100000, 1:50000 і 1:25000, проведеними на стадії пошукових і розвідувальних робіт, охоплена практично вся територія Прикаспійської

западини і її обрамлення. / Чепелюгін А. Б. і Шереметьєва Г. А. /

Оцінюючи вивченість детальними роботами подсолевого комплексу відкладень, підкреслюється / Чепелюгін А. Б. і Шереметьєва Г. А. / більш слабка вивченість їх у внутрішніх прибортових районах западини як у зв'язку зі складними сейсмологічними умовами внаслідок солянокупольних тектоніки, так і з меншими обсягами проведених тут робіт . Структурні побудови в умовах інтенсивної солянокупольних тектоніки при наявності одиничних пробурених свердловин у зоні бортових уступів і нерідко відсутності даних буріння у внутрішніх прибортових районах не володіють достатньою достовірністю. Різка локальна мінливість сольовий і надсолевой частин розрізу, що включає швидкісну неоднорідність, чергування пологих, криволінійних і крутопадаючих кордонів, численні скиди у надсолевих відкладеннях і т.д. ускладнюють інтерпретацію геофізичних даних по подсолевим відкладенням. Подсолевие підняття, виділені за даними сейсморозвідки, нерідко не підтверджуються бурінням, наприклад Чилік, Ащісай, Сухоречка та ін. Параметрична свердловина П-10 Карачаганак показала похибка сейсморозвідки у визначенні глибини залягання під сольовий поверхні близько 30%.

Регіональні сейсмічні роботи в бортових частинах Прикаспійської западини, як правило, комплексіровалісь з профільним бурінням. З кінця 60-х років на північному і західному бортах бурились Західно-Тепловскій, Карповський, Ершовская, Південно-Ершовская, Ерусланско-Карпенковскій, Краснокутський, Рівненський, Олександрівсько-Кисловський, Лучно-Пролейскій, Лободінскій, Ново-Нікольський, Сапінско-Тінгутінскій профілі глибоких і параметричних свердловин. На південно-західному борту - Заволзькому-Краснохудукскій (через Астраханський звід), на південно-східному - Туресай - Тортай - Біікжальскій, Сх. Тортколь-Тортколь-Боржер, Жанажол - Уріхтау - Башенколь, Синельниківському-Кожасайскій, Алібекмола-Шенгельскій - Блаксай-Кенкіяк та ін Комгшексірованіе сейсморозвідки з глибоким профільним бурінням дозволило отримати цінну інформацію про будову бортових зон Прикаспію, як зовнішньої, так і внутрішньої їх частин , літолого-фаціальні вигляді порід осадового чохла та їх нафтогазоносності, а також швидкісний характеристиці відкладень подсолевого, сольового і надсолевого комплексів відкладень.

Основним сейсмічними репером, що дозволяє найбільш повно представити будову докунгурскіх відкладень, є перший подсолевой опорний відображає горизонт "П _1", приурочений на заході і півночі западини до поверхні карбонатних відкладень артінского ярусу, на сході і півдні до покрівлі теригенних і глинисто-карбонатних відкладень артінского ярусу нижньої пермі. У районі Південно-Ембінском похованого палеозойського підняття він пов'язаний з розмитою поверхнею карбонатних утворень середнього карбону та нижньої пермі. Горизонт "П _1" маркує підошву галогенного комплексу Кунгур. Його положення в розрізі незалежно від стратиграфічної приуроченості визначається початком соленакопленія і припадає на кордон артінского і кунгурского століть.

Другий опорний відображає горизонт "П _2" і його аналоги стратиграфічні ототожнюються з покрівлею теригенних порід Верейського горизонту на західному і північному обрамленні западини і в зоні бортових уступів (горизонт "В") з розмитою поверхнею карбонатних порід середнього-верхнього карбону - на сході і південному сході западини, з поверхнею ніжнебашкірскіх карбонатних відкладень - на південно-заході (горизонт "П _3").

Відображає горизонт "П _2" відповідає поверхні ерозійного незгоди, пов'язаної зі значним підйомом рівня моря на кордоні башкирського і московського століть.

Нижче виділяється третя опорний відображає горизонт "П _3", імовірно пов'язаний з теригенними відкладами середнього-верхнього девону.

Нижче горизонту "П _3" регулярна сейсмічна запис відсутній), зріз має хаотичну запис).

На північному і західному обрамленні западини відображає горизонт "Пз" відповідає дофаменско-саргаевской ерозійної поверхні.

У Центрально-Прикаспійському прогині він імовірно відповідає поверхні верхньопротерозойських-ніжнепалеозойськие (доплітного) комплексу. Таким чином, відображає горизонт "П _2" характеризує структуру різновікових подсолевих комплексів.

Поверхні фундаменту в межах північного та західного обрамлень западини і бортових зон Центрально-Прикаспійського прогину відповідає заломлює горизонт з граничною швидкістю 6,2 - 6,5 км / с, відповідний "гранітному" шару архею. Структурна карта осьовій частині прогину складена за заломлюючої горизонту з V г = 6,9 - 7,1 км / сек, ототожнюється з поверхнею "базальтового" шару.

На території Астраханської-Актюбінської системи піднять архейський фундамент сейсморозвідкою не простежується і свердловинами не розкритий, внаслідок чого структурна карта цього району складена за отражающему горизонту "П _3", який на одних ділянках відповідає додевонской ерозійної поверхні, а на інших - приурочений до поверхні більш древніх утворень, вік яких не встановлено (Неволін, Федоров, 1994).

СТРУКТУРНІ ЕЛЕМЕНТИ ПОВЕРХНІ ФУНДАМЕНТУ

Підошва земної кори (поверхня мантії з Vr = 8,0 - 8,2 км / сек) у Прикаспійської западині залягає на позначках від 30 до 46 км. Будова її висвітлено в ряді робіт (Курманов 1991; Волож 1991).

Мінімальні відмітки поверхні Мохо відносяться до центральної частини западини, де їм відповідають Каргалінський і Аралсорскій максимуми сили тяжіння. Поверхні ж фундаменту цієї території в загальних рисах відповідає найбільш прогнуться частина западини, відома під назвою Центрально-Прикаспійського прогину (рифта).

Підйом в центрі западини поверхні Мохо і глибоке занурення підошви осадочного чохла зумовили сильне скорочення потужності (до 10-13км) консолідованої кори в порівнянні з бортовими зонами, де вони рівні 35-40км. Механізм утворення настільки глибоких западин з потоншених консолідованої корою багатьма дослідниками пояснюється наближенням до підошви осадочного чохла мантійних діапіра, різким скороченням над ним граніто-метаморфічного шару, аж до повного його виклинювання, і заляганням безпосередньо під осадовим чохлом "базальтового" шару, або так званого " базальтового вікна ". Ця модель одна з можливих.

Альтернативною моделлю є Рифтовий розсовуючи континентальної кори в пізньому протерозої і ранньому палеозої з оголенням "базальтового" шару. Вірогідність такої освіти "базальтового" вікна побічно підтверджується існуванням глибокого жолоба в консолідованій корі, що простягається з південного заходу на північний схід, поділяє западину на два крила: північно-західне та південно-східне. Аралсорскій і Каргалінський максимуми сили тяжіння відповідають осьової частини цього жолоби.

Рифтогенного концепція розвитку Прикаспійської западини припускає, що в ранньому палеозої на її території існувала складна система рифтових зон та їх структурних аналогів, що визначили особливості будови подсолевого комплексу. Найбільш прийнятною / Чепелюгіну А. Б. і Шереметьєвої Г. А. / представляється концепція розвитку Прикаспійської западини в пізньому палеозої за типом басейну субокеанической типу, розташованого на пасивній околиці Східно-Європейського кратона; зародження цього басейну зв'язується з процесами ріфтогенеза.

Про глибинному будову Прикаспійської западини є і інші думки. Зокрема, Н. В. Неволін (1986) виділяє власне Прикаспійську зону опускання, яку він відносить до південно-східної околиці Східно-Європейської платформи, що включає територію всього північно-західного крила, Центрально-Прикаспійську депресію і південно-східне крило, основне положення в якому посідає Астраханської-Актюбінська система піднять (Геофізична характеристика і тектоніка нафтогазоносних провінцій ... 1988).

З нашої точки зору такий розподіл Прикаспійської западини на північно-західний і південно-східне крила, розділені Центрально-Прикаспійським прогином, що є осьової частиною рифтової системи, представляється найбільш правильним.

Північно-західне крило Прикаспійської западини у вигляді широкої гомокліналі півколом огинає Центрально-Прикаспійський прогин і, не маючи по фундаменту чіткого розломно північно-західного обмеження,

зчленовується з тектонічними елементами обрамлення западини.

В якості цієї межі прийнятий основний бортовий уступ Прикаспійської западини, що має чітку морфологічну вираженість по поверхні подсолевого палеозою (відображає горизонт "П _1"). Різкий флексурообразний перегин цієї поверхні, відповідний початку крутого занурення подсолевого палеозою в западину, розглядається в якості північно-західного кордону крила і самої Прикаспійської западини. Цей уступ ділить північно-західну бортову зону западини на зовнішню її частина (обрамлення западини) і внутрішню.

Зовнішня частина бортової зони виділяється умовно у вигляді смуги шириною близько 100 км, прилеглій із півночі і заходу до основного уступу. Внутрішня частина бортової зони розташована на південь і південний схід від основного бортового уступу, тут її обмеженням є глибинний Аралсорско-Каргалінський розлом фундаменту, що відокремлює її від Центрально-Прикаспійського і Сарпинского прогинів.

У межах даної території розташовані в основному південні та південно-східні частини перерахованих великих елементів фундаменту. Вони ускладнені протяжними виступами і депресіями, що мають розломних обмеження і орієнтованими в бік Прикаспійської западини, і, можливо, мають своє продовження в її межах. Це в першу чергу відноситься до Рязансько-Саратовському прогину.

Характерним для північно-західного крила Прикаспійської западини є поетапне занурення фундаменту до центру западини на глибину від 5,0 до 10,0 км в середньому на відстані 50 км. Така картина спостерігається практично на всій розглянутій території.

У внутрішній частині бортової зони фіксується ряд ступенів, ускладнених великими позитивними структурами. До них відносяться Ілекская щабель, контролююча Карачаганак-Кобландінскую зону подсолевих структур, Алтатінская, Палласовський та ін

Центрально-Прикаспійський прогин вивчений дуже слабо. На більшій частині його території проведені лише регіональні сейсмічні дослідження ДСЗ, КМПВ, МОГТ і пробурені поодинокі свердловини, які розкрили надсолевие відкладення. У зв'язку з цим уявлення про геологічну будову прогину грунтуються, головним чином, на обмежених сейсмічних даних. Проведеними тут регіональними сейсморозвідувальних ДСЗ, КМПВ на глибині 20 - 22 км простежено високошвидкісний заломлює горизонт з V г = 6,9 - 7,1 км / сек, який багатьма дослідниками ототожнюється з "базальтовим" шаром архею. "Базальтовий" шар обмежується уступами, створюючими трипроменеву систему чіпаючи, що включає Сарпинською, Пачелмський і Яйсанскій троги (Воцалевскій, Кононов, Саввін, Федоров, 1991). У бортових зонах прогину простежено заломлює горизонт cV г = 6,2-6,5 км / сек, ототожнений з поверхнею гранітно-гнейсових комплексу архею.

Подсолевой розріз прогину імовірно представлений двома комплексами, нижній з них, що залягає безпосередньо на "базальтовому" шарі характеризується підвищеною пластової швидкістю (V г = 6,0 км / сек) і проележіваемостью серії слабо динамічно виражених відбиваючих горизонтів. Потужність відкладень цього комплексу в осьовій частині прогину 4,5 - 5,5 км. Він ймовірно відноситься до рифейских-ніжнепалеозойськие доплітному комплексу. Даних про літологічному складі і фаціальних особливості верхнього (плитного) комплексу для цієї частини басейну практично немає. Про них можна судити лише за окремими свердловинах, який відкрив ці відкладення в прибортових частинах западини.

У структурі подсолевого палеозою Центрально-Прикаспійського прогину (рифт) фундаменту відповідає найбільш глибока частина. Тут подсолевой палеозой занурюється до відміток 9,0 - 10,0 км, хоча і диференційований на окремі локально підняті і опущені ділянки.

На сході Центрально-Прикаспійський прогин (рифт), ймовірно, через Яйсанскій прогин з'єднується з Передуральським прогином. Уїлський і Ельтон-Індерскім розломами Центрально-Прикаспійська депресія відокремлюється від Астраханської-Актюбінської зони сводових піднять.

Положення цих уступів у плані і розрізі показано на ряді додаються геологічних документів.

У Саратовсько-Волгоградському Поволжі, особливо в південно-східній частині Рязано-Саратовського прогину, у зазначених теригенних комплексах поширені річкового генезису рукавообразние піщані тіла ерозійного і акумулятивного профілю. Річки текли в Прикаспійську палеовпадіну, яка була кінцевим водоймою стоку. У зоні бортових карбонатних уступів, на їх схилах і біля підніжжя поруч свердловин Рівненського, Краснокутського, Ерусланско-Карпенковского та ін профільних перетинань розкриті відкладення теригенних комплексів в різко збільшених потужностях (700-1000 м). Породи представлені переважно аргілітами з прошарками алевролітів, пісковиків і вапняків. Ці утворення являють собою формувалися в умовах підводної частини палеодельти товщі заповнення крайової частини глибоководної депресії. Кількість теригенного матеріалу, мабуть, було недостатньо для заповнення всій великій палеовпадіни, хоча в прибортової частини її внаслідок часткової компенсації формувалися теригенні седиментаційні тіла великої потужності (глибоководні конуси виносу, відкладення каньйонів). Повна компенсація палеовпадіни сталася в кунгурского час в результаті прискореного випадання солей і формування потужної галогенною товщі. Так завершився великий Пізньопалеозойський етап некомпенсованого опадонакопиченням прогинання Прикаспійської западини, що тривав, принаймні, від середнього девону до ранньої пермі включно.

Дослідженнями М. Д. Федорової (1995) встановлено, що північно-західний сегмент Прикаспійської западини протягом Пізньопалеозойський часу розвивався за типом пасивної континентальної окраїни. При цьому основним процесом, контролюючим розподіл опадів на континентальному схилі і його підніжжя, була глибоководна лавинна седиментація. У розрізах свердловин Ахтубінськ, Заволзький, Упрямовской, Ново-Микільської та ін встановлені різні типи відкладень, характерні для лавинної седиментації - відкладення обвально-зсувного генезису, продукти діяльності гравітаційних потоків і ін У підніжжя різновікових бар'єрних рифів передбачається широке поширення уламкового карбонатного матеріалу, є продуктами руйнування рифових країв карбонатних шельфів (рифові шлейфи).

Викладене дає загальне уявлення про геологію, палеогеографії та історії розвитку в пізньому палеозої північно-західній частині Прикаспійської западини. На додатку 1 представлений геологічний розріз Мілорадовско-Алтатінского перетину північній частині прикаспійської западини / Ю. І. Нікітін, 1995р. /. Далі розглядається більш детально будова основних елементів цієї території.

По поверхні подсолевого палеозою територія північно-західного крила западини характеризується загальним моноклінальних зануренням центральних частин западини з кутами нахилу 1-3 °.

На тлі цієї монокліналі в загальних рисах простежується більшість великих структурних елементів фундаменту. Це стосується в першу чергу до Жигулівське-пугачовського склепіння, Бузукской западині і Соль-Илецкой виступу.

Головним структурним елементом північно-західній частині Прикаспійської западини є основною бортовий уступ по поверхні подсолевого палеозою амплітудою 1000-1200 м, освічений крутим схилом басейновим (30-45 °) ніжнепермского бар'єрного рифу і оперізуючий півкільцем на півночі і заході западину на відстані більше 1200 км. Він

ускладнює крайову частину карбонатного шельфу середнього-верхнього карбону, при цьому спостерігається послідовне регресивне зсув крайових частин більш молодих рифів у бік палеобассейна. За підошві надверейского карбонатного комплексу йому повсюдно супроводжує полога монокліналь (1-3 °). Такі співвідношення добре фіксуються на північному борту Прикаспійської западини за сейсмічними даними - різким, кліноформним зближенням відбиваючих горизонтів "П _1" і "П _2". Визначальну роль у формуванні основного бортового уступу грали процеси седиментації, пов'язані з ріфообразованіем і некомпенсованим опадонакопиченням прогибанием Прикаспійської западини в докунгурское час.

Іншою особливістю зони основного бортового уступу є наявність морфологічно вираженого ніжнепермского рифового гребеня амплітудою 150-200 м, контролюючого регіональну зону нефтегазонакопленія і має повсюдне поширення на всьому її протязі. Тут виявлено більше 20 родовищ нафти і газу в основному дрібних та середніх: Західно-Тепловское, Грем'ячинський, Павловське, Жданівське та ін Глибини залягання продуктивного рифового гребеня становлять від 1500 до 3000 м. Ніжнепермскій бар'єрний риф розглядається в якості осі рифової системи. Найбільший пошуковий інтерес представляють високоамплітудні локальні споруди басейнового типу (Піннаклі, атоли). Їх висота може досягати 800-1000 м і, навіть при невеликих розмірах за площею, вони можуть містити значні запаси нафти і газу. У бортовий зоні западини простежено ще три пояси бар'єрних рифів, що утворюють карбонатні бортові уступи і є межами Прикаспійської невідшкодованою палеовпадіни у відповідні етапи її розвитку. До них відносяться Візейська-башкирська, верхнедевонско-турнейского і середньодевонські (ейфельского) тектоно-седиментаційних уступи. Ці уступи є регіональними зонами нефтегазонакопленія і з ними пов'язані відкриття цілого ряду родовищ нафти і газу у Волгоградській, Саратовської, Уральської і Оренбурзькій областях.

Система рифових уступів приурочена до досить широкій смузі (50-100 км) ступеневої занурення фундаменту в Прикаспійську западину.

Візейська-башкирська бар'єрний риф найбільш чітко фіксується по отражающему сейсмічного обрію "П ₁ 'на півночі Прикаспійської западини і встановлений в Уральській області, в Саратовському і Волгоградському Заволжя глибоким бурінням і сейсморозвідкою. Протяжність цієї зони, як і ніжнепермской, становить понад 1200км. Внутрішня будова Візейська-башкирського комплексу також характеризується регресивним, проградаціонним, нашарування крайових рифів. Незважаючи на те, що гребінь бар'єрного рифу в значній мірі розмитий в предмелекесское час, він зберіг свою морфологічну вираженість і має амплітуду близько 50-100м. Глибини залягання продуктивних горизонтів у межах цієї зони коливаються від 2500 до 4500м. На відміну від ніжнепермского, Візейська-башкирська бар'єрний риф менш вивчений. У ньому поки виявлені тільки 3 родовища: Лободінское і Чаганское - газові та Дар'їнське - нафтове.

Встановлено, що ніжнепермскій бар'єрний риф зміщується трансгресивної на 5-10 км по відношенню до Візейська-башкирському майже на всьому протязі. Виняток становить Рівненської-Карпенковскій ділянку борту в Саратовському Заволжя, де він зміщений регресивно, в бік басейну. Такі співвідношення залежать, очевидно, від різної палеотектоніческіх активності бортових частин палеовпадіни, також у ряді випадків вони можуть пояснюватися і седиментаційним причинами. Наприклад, на Рівненському-Карпенковском ділянці борту западини п'єдесталом для ніжнепермского бар'єру, очевидно, послужив авандельтовий конус виносу теригенних мелекеський-верейську утворень.

Зона Візейська-башкирського бар'єрного рифу ще далеко не опоіскована і буде об'єктом нафтогазопошукових робіт тривалий час

Верхнедевонско-турнейского бар'єрної-рифовий уступ вивчений недостатньо. На значному своєму протязі він регресивно надбудовується Візейська-башкирським бар'єром і їх басейнові схили створюють єдиний седиментаційних уступ амплітудою близько 1000 м, що фіксується кліноформним зближенням сейсмічних горизонтів "П _1" і

Такі співвідношення встановлені на південних схилах Соль-Илецкой виступу, північніше Карачаганака, на південних схилах Кошинський і Чінаревского піднять.

Погодаево-Остафьевского прогин встановлений за сейсмічними даними. Він представляє собою далеко вдається в область палеошельфа щодо глибоководний затока Прикаспійської палеовпадіни, що сформувався в позднедевонско-турнейского час і виконаний теригенної товщею нижнього карбону.

Передбачається, що акумулятивні борту цього прогину складені верхнедевонско-турнейского бар'єрним рифом. Погодаево-Остафьевского прогин займає частину більш широкої невідшкодованою опадонакопиченням ейфельского депресії, відповідної південній частині Бузулуцькому депресії і що отримала назву Рубежінско-Уральський прогин (Фоміна, Борисова, 1987; Нікітін, Федорова, 1988), в бортових частинах якої встановлена ​​ланцюжок родовищ, пов'язаних з органогенних колекторами Бійсько-афонінского віку - Зайкінское, Росташінское та ін родовища.

2. Літолого-фаціальні особливості Прикаспійської западини

Прикаспійська западина є найглибший осадовий басейн світу, потужність осадового чохла в якому за сейсмічними даними перевищує 20 км. Характерною особливістю западини є присутність в розрізі осадового потужної сольовий товщі ніжнепермского віку, що розділяє його на два великих структурно-формаційних Мегакомплекс: подсолевой і надсолевой.

Літолого-фаціальних розріз (Ново-Порубежское перетин) представлений на додатку 2 / А. В. Чепелюгін, Г. А. Шереметьєва /

У цій роботі прийнято поділ подсолевого Мегакомплекс відкладень на досреднедевонскую і середньодевонські-ніжнепермскую частини розрізу.

Досреднедевонскіе формації пізнього протерозою-раннього палеозою розкриті бурінням на платформенном обрамленні Прикаспійської западини на площах Волгоградській, Саратовської, Уральської і Оренбурзької областей. Тут вони представлені пестроокрашенних аркозових, слюдяних, польовошпатової-кварцовими, різнозернистий пісковиками, поліміктовимі гравелітів, з прошарками алевролітів і аргілітів. Розкрита потужність становить 446м. Перекривається свита фаменскімі відкладеннями, середньодевонські відкладення з розрізу випадають. Фрагментарні ділянки розвитку ніжнепалеозойськие (силурійських і ордовикских) карбонатно-теригенних порід встановлені на західному і північному обрамленнях Прикаспійської западини в Волгоградському Правобережжі і в межах Оренбурзького валу. Силурійські відклади представлені глинистими і доломітізірованний вапняками з прошарками алевролітів, гравелітів і мергелів. У них містяться окатанниє уламки морської фауни брахіопод, коралів, криноидей.

Ордовицького відкладення представлені пачкою алевролітів сірих різнозернистий з прошарками глинистих вапняків. Вік підтверджений фауною остракод, що зустрічається в верхнеордовікскіх відкладах. Дані буріння на Східно-Кудіновской площі дозволяють припустити, що в цьому районі потужність силурійського карбонатного комплексу до 700-1000м.

Нижньодевонські відкладення розвинені в бортовій зоні Прикаспійської западини і в Передуральським крайовому прогині. У цілому нижньодевонські утворення представлені карбонатними, теригенно-карбонатними і теригенними відкладами. Потужність нижньодевонських утворень змінюється від 0 до 405м.

Середньодевонські-ніжнепермскіе формації подсолевого Мегакомплекс характеризують його будова в стратиграфічному діапазоні від ейфельского ярусу середнього девону до артінского ярусу нижньої пермі. З цими відкладеннями зв'язуються основні перспективи нафтогазоносності Прикаспійської западини. У їх складі знизу вгору виділяється кілька потужних карбонатних литого-стратиграфічних комплексів, розділених теригенними, кожен з яких представляє самостійний регіональний нафтогазоносний комплекс:

1. Карбонатний середнього девону (ейфельского D ₂ ef)

2. Теригенний середнього-верхнього девону (жіветско-ніжнефранскій D ₂ gv - D ₃ f ₁ p - kn)

3. Карбонатний верхнього девону-нижнього карбону (верхнедевонско-турнейского D ₃ f ₂ s - C ₁ t)

4. Теригенний нижнього карбону (ніжневізейскій C ₁ v ₁₎

5. Карбонатний нижнього-середнього карбону (верхневізейско-башкирська C ₁ v ₂ - C ₂ b ₁₎

6. Теригенний середнього карбону (верхнебашкірско-ніжнемосковскій C ₂ b ₂ - C ₂ m ₁₎

7. Карбонатний середнього-верхнього карбону-нижньої пермі (московсько-Артинськ або надверейскій C ₂ m ₁ k - P ₁ ar).

Карбонатний комплекс середнього девону (ейфельского D ₂ ef).

Включає койвенскій і Бійський горизонти ейфельского ярусу.

Відкладення ейфельского карбонатного комплексу представлені трьома типами порід: мілководного карбонатного шельфу, рифовими і щодо глибоководними, що відображають різні обстановки осадконакопичення.

На півночі і заході область карбонатного шельфу охоплювала велику територію від Воронезького зводу до Оренбурзького, включаючи Степновський, Клінцовський, Ершовская, Карповський виступи. Зони відсутності ейфельского відкладень фіксуються на їх вершинах. На схилі ж відбувається наростання потужності цього комплексу, досягаючи значення 525м. в окремих свердловинах (скв.3 Південно-Ершовская), де комплекс складний мелководноморской теригенно-карбонатної формацією з прошарками бітумінозних глинисто-карбонатних порід. У межах зазначеного палеошельфа широко розвинені органногено-детрітовие, біогермнимі і біоморфною вапняки і розвинені за ним вторинні доломіт. Потужності їх досягають 225-300м.

Теригенний комплекс середнього-верхнього девону (жіветско-ніжнефранскій D ₂ gv - D ₃ f ₁ p - kn).

Включає відкладення строоскольского горизонту жіветского ярусу середнього девону і пашійскіе відкладення франкського ярусу верхнього девону. Характеризується широким розвитком глин, алевролітів і пісковиків алювіально-дельтового генезису, ритмічно перешаровуються з морськими карбонатними відкладами, а також піщано-глинистих утворень морського генезису, що представляють товщі заповнення крайових частин некомпенсованих палеовпадін.

Присутність органогенних вапняків зазначено у Старооскольському горизонті, де вони складають органогенні споруди висотою 50-100м. Максимальні потужності комплексу, що досягають 600-700 і більше метрів, встановлені на північно-західному обрамленні западини в межах аллювиальной рівнини, розміщеної на місці Рязано-Саратовського прогину.

У Воробьевской-пашійское час крайові частини некомпенсованого Прикаспійського палеобассейна зарівнювати піщано-глинистими породами.

Карбонатний комплекс верхнього девону-нижнього карбону (верхнедевонско-турнейского D ₃ f ₂ s - C ₁ t).

Включає відкладення среднефранского под'яруса у складі саргаевского і Семілуцького горизонтів, верхнефранского под'яруса, фаменского ярусу верхнього девону і турнейского ярусу нижнього карбону.

На більшій частині північного і північно-західного платформного обрамлення Прикаспійської западини відклади комплексу представлені переважно вапняками і доломітами мілководного карбонатного шельфу. Найбільші потужності їх, ​​що досягають 700-1000м., Встановлені на півдні Бузулуцькому депресії. Зменшення потужностей комплексу до 300-400м відбувається на Клинцівське, Карповської та інших виступах.

На території Саратовської області ріфогенниє споруди розвинені по всьому інтервалу середньо-верхнефранского розрізу. Потужність рифогених утворень досягає 600м.

Теригенний комплекс нижнього карбону (ніжневізейскій C ₁ v _1).

Включає піщано-глинисті з прошарками вапняків відкладення Косьвінський, радаевского і Бобриковського горизонтів кожімского надгорізонту нижнього візі. Фонова потужність порід комплексу на більшій частині північно-західного обрамлення Прикаспійської западини не перевищує 50-70м. Літологічні освіти комплексу представлені чергуванням пачок темно-сірих аргілітів і глинистих вапняків з прошарками сірих і темно-сірих пісковиків.

Карбонатний комплекс нижнього-середнього карбону (Візейська-башкирська C ₁ v ₂ - C ₂ b ₁₎

Комплекс включає відкладення від тульського горизонту верхнього візі до ніжнебашкірского под'яруса середнього карбону. Візейська-башкирські карбонатні відклади є основним нефтегазосодержащім комплексом у подсолевих палеозойських відкладеннях _{Прікаспій11ской} западини. Відкладення комплексу широко розвинені на північно-західному обрамленні Прикаспійської западини і представлені відкладами мілководного карбонатного шельфу - в основному світлофарбованим вапняками і доломітами, часто ангідрітізірованнимі, органогенних, що містять рідкісні прошаруй глин. Потужність відкладень змінюється від 350-500 до 600-700м.

Візейська-башкирська бар'єрний риф на всьому своєму протязі складний біогермнимі і біоморфною-детрітовимі породами: вапняками, доломітізірованний вапняками, доломітами, в значній мірі перекристалізований.

Теригенний комплекс середнього карбону (верхнебашкірско-ніжнемосковскій C ₂ b ₂ - C ₂ m _1).

Включає відкладення верхнебашкірского под'яруса в обсязі Черемшанська і Мелекеський горизонтів і верейську горизонт московського ярусу середнього карбону.

Верхнебашкірскіе і верейську відкладення складені вапняками світло-сірими водоростеві, органногенно-уламковими і органогенно-детрітовимі, ​​масивними, щільними. Потужність верхнебашкірскіх карбонатів змінюється від 23 до 58м., Верейську - від 22 до 90м.

Карбонатний комплекс середнього-верхнього карбону - нижньої пермі (надверейскій або московсько-Артинськ C ₂ m ₁ k - P ₁ ar).

Включає відкладення від каширского горизонту московського ярусу середнього карбону до артінского ярусу нижньої пермі. На півночі і заході Прикаспійської западини представлений всіма типами розрізів: лагунно-шельфовим, рифів і депресійних.

Зведений літолого-стратиграфічний розріз північно-західного борту Прикаспійської западини представлений на додатку 3 / А. В. Чепелюгін, Г. А. Шереметьєва /.

3. Тектоніка

Основними тектонічними елементами північно-західного обрамлення Прикаспійської западини є Жигулівське-Пугачовська і Оренбурзький склепіння, Бузулуцькому западина, а на сході великий Соль-Илецкой виступ, що має трикутну форму і розломно обмеження. Зазначені тектонічні структури є елементами Волго-Уральської антеклізи і поряд з елементами Пачелмского авлакогена (Рязано-Саратовський прогин) і південно-східних схилів Воронезької антеклізи, розташованими на захід, широко висвітлені в ряді публікацій (Федоров, Кононов, 1981; Геофізична характеристика і тектоніка нафтогазоносних провінцій ... 1988; Максимов, Дікенштейн, золото тощо 1990).

У межах південно-східного крила Прикаспійської западини фундамент складається з структурних елементів різних рангів (порядків), і його будову більш складне в порівнянні з північно-західним крилом. Від останнього південно-східне крило відокремлено згаданими Сарпінського прогином на південно-заході і Центрально-Прикаспійським прогином в центрі, який на північному сході через Яйсанскій прогин з'єднується з Передуральським прогином. Північно-західна межа цього крила відповідає розривному порушення (Центрально-Прикаспійського розлому) із загальним північно-східним простяганням. На півдні, південному сході і сході південно-східне крило по системі розломів межує з палеозойськими складчастими спорудами, перед якими розташовані компенсаційні передгірні прогини, такі як Передуральський, Предмугоджарскій, заповнені орогенним формаціями ранньої пермі, фундамент у межах яких опущено до глибини 10-12 км. У напрямку до центру западини він підіймаються до 7 - 8 км і потім знову поринає у бік Центрально-Прикаспійського прогину вже до 18-20 км, утворюючи протяжну систему виступів. З південного заходу на північний схід в цю систему входять Астраханський звід, Північно-Каспійський, Біікжальскій, Коскульскій, Перелюбський, Жаркамисскій (Жанажольскій), Темірський та інші виступи і підняття. Загальна довжина цієї напівкільцевий системи крайових піднять наближається до 1000 км, ширина смуги з глибиною залягання менше 10 км складає в середньому 150 км. Амплітуда виступів 2,0-3,0 км. За своїм палеогеологіческому положенню і морфоструктури дана система нагадує острівну дугу палеошельфа. У геологічній літературі за цією тектонічної зоною затвердилася назва Астраханської-Актюбінської системи піднять.

Слабше в рельєфі фундаменту виражені прогини, що обмежують Астраханської-Актюбінську систему виступів з півдня і південного сходу. Очевидно, це обумовлено тим, що на території западини розташовується сейсмічними горизонтів "Ф" і "П _1", що характеризують регіональну структуру Прикаспійської западини і її обрамлення, в роботі міститься серія геологічних документів, що включає геологічні та сейсмічні профільні розрізи різних частин западини, великомасштабні детальні карти окремих, найбільш цікавих його ділянок; карти, які відображають палеогеографічні і палеотектоніческіх обстановки седиментації; документи, що характеризують будову унікальних і типових родовищ нафти і газу та ін Все це дає можливість отримати уявлення не лише про регіональну, але і детальної геології Прикаспійської западини і більше повно висвітлити будова основних тектонічних, тектоно-седиментаційних і седиментаційних утворень, а також показати їх співвідношення в плані.

У цьому розділі з достатнім ступенем детальності розглянута характеристика основних тектонічних і тектоно-седиментаційних елементів осадового чохла Прикаспійської западини і її найближчого обрамлення.

Характерною рисою будови Північно-Західній частині прикаспійської западини є існування, принаймні, чотирьох різновікових рифових систем, які відігравали велику роль у формуванні структури осадового чохла бортової зони Прикаспійської западини (Грачевський, Берлін, Чепелюгін та ін 1971; Кирюхін, Шевців, Шлезінгер , Яншин, 1980; Чепелюгін, Шереметьєва, 1981; Федоров, Кононов, 1981; Джумагаліев, Голов, Кірюхін та ін 1984; Кононов, Нікітін, Яцкевич та ін 1986; Габріелянц, Дікенштейн, Капустін та ін 1991).

Під рифової системою нами розуміється сукупність одновікових рифових будівель різних морфогенетичних типів. Віссю рифової, системи є бар'єрний риф, з якого складається крайову частину мілководного карбонатного шельфу і є межею разнофаціальних зон, (мілководного шельфу і відносно глибоководній, депресійної, частини басейну). У рифову систему включаються також "Оперяють" бар'єр

лагунно-шельфові малоамплітудні будівлі типу биогерм і високоамплітудні, басейнові, типу Піннаклі і атолів.

Круті схили басейнові різновікових крайових бар'єрних рифів утворюють карбонатні уступи по поверхнях відповідних карбонатних комплексів. На північно-західному борту западини виділяється чотири карбонатних літолого-стратиграфічних комплексу, що відкладається в трансгресивних етапи розвитку території, по поверхнях яких, з різним ступенем детальності, закартовані протяжні зони рифових уступів. Це карбонатні комплекси середнього девону (ейфельского), верхнього девону - нижнього карбону (верхнедевонско-турнейского), нижнього-середнього карбону (верхневізейско-башкирська) і середнього-верхнього карбону - нижньої пермі (надверейскій).

4. Нафтогазоносні комплекси

Літолого-стратиграфічні комплекси подсолевого палеозою Прикаспійської западини в стратиграфічному діапазоні від середнього девону до нижньої пермі включно представляють самостійні регіонально нафтогазоносні комплекси. Кожен з розглянутих раніше комплексів містить промислові скупчення вуглеводнів або їх ознаки. Практично всі основні відкриття, включаючи унікальні родовища нафти і газу, в подсолевих відкладеннях Прикаспійської западини пов'язані з палеозойськими рифами, розвинутими в широкому стратиграфічному діапазоні від середнього девону до нижньої пермі включно. До них відносяться Астраханське, Тенгіз, Карачаганак і ін родовища. Навіть на Оренбурзькому газоконденсатному родовищі, контрольованому Оренбурзьким валом, значна частина запасів вуглеводнів міститься в колекторах рифового генезису.

Кожен з розглянутих літолого-стратиграфічних комплексів містить у своєму складі нефтематерінскіе породи, основними видобувають нафту серед яких є глибоководні глинисто-кременисто-карбонатні бітумінозні породи, широко розвинені у внутрішніх районах западини. Великий стратиграфічний діапазон і широкий ареал розповсюдження нефтегазоматеринский формацій свідчать про значні масштаби що відбувалися тут процесів генерації та акумуляції вуглеводнів.

Глибинний інтервал залягання скупчень вуглеводнів у подсолевих відкладах коливається в межах 1500-6200м. Потужності продуктивних відкладів змінюються від декількох метрів і десятків метрів до декількох сотень метрів, у ряді випадків перевищуючи тисячу метрів. Поклади характеризуються складним фазовим складом вуглеводнів, обумовленим такими факторами як високий вміст газу, розчиненого в нафті, наявність високого вмісту конденсату в газі, що утворює складні співвідношення флюідальності і газоподібних систем. Специфічною рисою Прикаспійської западини є встановлений для подсолевой частини осадового чохла наявність зон з аномально високим пластовим тиском (АВПД), які, безсумнівно, мали значний вплив, як на формування зон нафтогазонакопичення, так і на умови і механізм акумуляції покладів вуглеводнів.

У карбонатному комплексі середнього Д е в о н а) промислова нафтогазоносність встановлена ​​на північному обрамленні Прикаспійської западини, в зоні нефтегазонакопленія пов'язаної з рифогенними колекторами крайової частини Бійсько-афонінского (ейфельского) "біогермнимі" масиву (Зайкінско-Росташінская група родовищ), на Чінаревском і Карачаганакском родовищах. У цій зоні відкрито більше десяти родовищ, з яких три нафтогазоконденсатні. У свердловині-першовідкривачем зони Зайкінской 555 в інтервалі 4548-4565м одержаний газ з конденсатом. Дебіт газу 170тис. м ³ / доб., конденсату 221,8 т / добу на 9,5 мм штуцері. З інтервалу 4518-4526м фонтанував газ з конденсатом, зміст конденсату, щільністю 0,93 г / см ^3, склало 993 г / см ^3. У розрізі ейфельского карбонатів виділено чотири продуктивних пласта D - VO; D - V 1; D - V 2; D - V 3.Сведенія про будову, об'єктах промислової розробки родовищ, ступеня вироблення запасів та ін дані про Зайкінском і Росташінском родовищах наведені в роботі "Геологічна будова і нафтогазоносність Оренбурзької області", 1997р.).

Свердловиною-откривательніцей нафтового покладу на Карачаганакском родовищі з'явилася вкв. 15, в якій при випробуванні інтервалу 5647-5680м в жіветскіх відкладеннях було отримано приплив нафти і газу дебітами 72,6 т / добу і 69,1 тис. м ³ / доб відповідно. Нафтова поклад в теригенно-карбонатних відкладах середнього девону на родовищі потім була підтверджена позитивними результатами випробування свердловин D -1 і D -5. Дебіт нафти і газу в вкв. D -1 при випробуванні інтервалу 6080-6256м в ейфельского відкладеннях склав відповідно 24,2 м ^З / сут. і 69тис. м ³ / доб.

На Чінаревской площі в свердловині 4 - першовідкривачем газоконденсатного родовища в рифогених Бійський карбонатах при випробуванні інтервалу 5145-5172м дебіт газу склав 87,6 тис. м ³ / доб, конденсату 36,2 м ³ / добу.

На сході западини наявність ейфельского карбонатних відкладень Встановлено на Темірський мегаатолле, але промислова нафтогазоносність до теперішнього часу не виявлена.

Теригенний комплекс середнього-верхнього девону (D ₂ gv - D ₃ f ₁ p - kn) містить регіонально-нафтогазоносні піщано-алевритових пласти в пашійскіх (D 3 - I, D 3 - II), Ардатовський і Воробьевский відкладеннях (D 2 - III , D 2 - IV). З ними пов'язаний ряд родовищ на північно-західному обрамленні западини (Зап. Рівненське, Краснокутське, Ташлинське, Долинське, Зайкінское, Росташінское, Розумовські, Вишнівське, Зап. Вишнівське, Конновское та ін.)

Дебіти газу з Ардатовському-Вороб'ївська пісковиків коливаються від 56 до 280тис. м ³ / доб, конденсату від 80м ³ / добу до 200м ³ / добу, нафти від 100,24 м ³ / доб до 164,5 м ³ / доб.

На Карачаганакском родовищі жіветскіе відкладення беруть участь у формуванні єдиної нафтової поклади з ейфельского відкладеннями. Промислові, але невисокі дебіти встановлені з відкладень теригенно девону на Долинної площі, де в вкв. 101 з інтервалу 5356-5396м одержаний газ з конденсатом дебітом 178тис. м ³ / доб. Порівняно невеликий дебіт може бути пов'язаний з погіршенням колекторських властивостей порід у внутрішніх прибортових районах Прикаспійської западини за рахунок збільшення глинястості розрізу і виклинювання пластів-колекторів. А вкв. 101 Долинна розташована саме у внутрішній частині Прикаспійської западини щодо бар'єрної-рифового уступу ейфельского віку, трассируемого в південній частині Бузулуцькому депресії.

Верхнедевонско-турнейского карбонатний комплекс (D ₃ f ₁ S - C ₁ t) характеризується широким ареалом промислової нафтогазоносності в Прикаспійській западині та її обрамленнях. Вперше промисловий приплив нафти дебітом 40 м ³ / доб на 5 мм штуцері з верхнефранскіх відкладень був отриманий в 1973р. на. Зап. Рівненському піднятті девонської-турнейского бар'єрного рифу при випробуванні інтервалу 4349-4370м. Промислова продуктивність Данкова-Лебедянський і заволзьких відкладень фаменского ярусу встановлена ​​на родовищах Лиман-Грачевський групи. З 1974р. по теперішній час у межах бортових зон і внутрішньої частини Уметовско-Ліневской депресії відкрито понад 20 родовищ в рифових пастках евлано-Ливенському.

Припущення про продовження Камсько-Кінельський системи некомпенсованих прогинів, південною частиною якої є Муханова-Ероховскій прогин, в Прикаспійську западину було висловлено раніше (Денцкевіч, 1997). На підставі проведеного рядом дослідників аналізу літолого-фаціальних особливостей франскіх карбонатних відкладень (Макарова, 1996; Фоміна, 1996) з урахуванням закономірностей будови і розповсюдження, карбонатних літолого-стратиграфічних комплексів ми також розглядаємо Колганскій прогин як продовження в западину Муханова-Ероховского прогину. З бортовими зонами останнього пов'язані Смоляне, Вільхівське, Червоне нафтові родовища в середньо-і верхнефранскіх карбонатних відкладах. А у внутрішніх районах Колганского прогину з надріфовимі теригенними відкладами кол ганской товщі, що є товщею компенсації цього прогину, пов'язані поклади нафти на дачно-Рєпінського та Донецько-Сиртовском родовищах.

На Карачаганакском НГКР нафтова облямівка розташовується у відкладеннях фаменско-турнейского віку. Притоки нафти і газу, отримані з інтервалів 5131-5135м і 5158-5161м в вкв. 7, становили відповідно 235,2 т / добу і 171,4 тис. м ³ / доб. Дебіти нафти в окремих свердловинах досягали 326-1500т/сут.

На Тенгізі верхнедевонско-турнейского комплекс повністю продуктивний в усьому своєму обсязі.

На Астраханському зводі приплив бессерністой нафти отримано в 1998 р. з карбонатних верхнедевонских відкладень в вкв. 2 Володарської.

Ніжневізейскій теригенний комплекс продуктивний на північному і західному обрамленні западини на кількох десятках родовищ. У Нижньому Поволжі до нього приурочено 35 експлуатованих родовищ нафти і газу (Коробковское, Жірновскій, Бахметьевской та ін), на північному обрамленні - Зап. Степновський, Росташінское, Ісаківське, Рикобаевское, Мірошкінское, Долинне та ін.)

В Оренбурзькій області з продуктивними пластами Візейська теригенно нафтогазоносного комплексу пов'язане 11,9% залишкових видобутих запасів від загальних запасів вуглеводнів, при цьому переважна більшість родовищ нафти і газу пов'язане з бортовими зонами Муханова-Ероховского некомпенсованого прогину (Геологічна будова і нафтогазоносність ... 1997р. ).

На сході і південному сході Прикаспійської западини нафтоносності комплексу встановлена ​​на площах Локтибай, де отримано приплив нафти дебітом 8,8-10,5 м ³ / доб., І Жанатан, на якій дебіт нафти склав 8,0 м ³ / доб. Незначні притоки нафти та газу були відзначені на площах Каратюбе, Терешківська, Коздисай, матці, Рівнинна. Поклади нафти встановлені на площі Улькентобе Південно-західне, де в процесі буріння вкв. 2 при забої 5140м початку фонтанувати нафтою дебітом 65-70м ³ / добу. На родовищі Тортай виявлено 4 нафтогазоносні горизонту. У вкв. 1 з інтервалу 2995-30 Юм одержано фонтанний приток нафти, а з інтервалу 3052-3054м пульсуючий приплив нафти. Поклад нафти виявлена ​​на площі Шолькара, в інтервалі 3508-3521м отримано приплив нафти дебітом 8-16м ³ / добу., А в інтервалах 3513-3517м і 3561-3591м відзначені ознаки нафти.

Верхневізейско-ніжнебашкірскій карбонатний комплекс (C ₁ V ₂ - C ₂ b ₁₎ містить основні розвідані запаси Прикаспійської западини і є нафтогазоносних на більшості родовищ, як у западині, так і на її обрамленнях. У цьому комплексі сконцентровано близько 70% всіх розвіданих запасів вуглеводнів Прикаспійської западини, зосереджених в резервуарах родовищ Карачаганак, Астраханське, Тенгіз, Королівське, Жанажол, Кожасай, Кенкіяк, Копанська, Бердянське, Дар'їнське, Чаганское (Східно-Ветелкінское), Лободінское та ін На півночі і заході комплекс є переважно газоносною, при цьому газ характеризується високим вмістом конденсату.

У зоні бортового уступу на північно-заході западини комплекс продуктивний в обсязі ніжнебашкірского под'яруса на Лободінской, Чаганской, Дар'їнської та ін площах. При випробуванні вкв. 1 Дар'їнської в інтервалі 4259-4266м дебіт нафти при 8мм штуцері склав 54,2 м ³ / доб., Газу 3,8 тис. м ³ / доб. При пробної експлуатації на 6 мм штуцері дебіт нафти склав 44-45м ³ / добу, газу 2,2 тис. м ³ / доб. На Чаганской площі при випробуванні інтервалу 4515-4532м в вкв. 2 дебіт газу при 4мм шайбі склав 12,7 тис.м ³ / доб.

На північному і західному обрамленнях западини відклади комплексу продуктивні на цілому ряді родовищ Нижнього Поволжя, у Саратовській і Оренбурзькій областях - на Оренбурзькому родовищі, гаршинским, Землянський, Рикобаевском, Південно-Уметовском, Малишевському, Левчуновском та ін родовищах.

На Карачаганакском рифової споруді з відкладеннями Візейська-башкирського комплексу пов'язані основні запаси вуглеводнів. Покрівля відкладень комплексу залягає на глибинах 4400-5000м. Притоки газу і конденсату характеризуються високими значеннями: дебіт газу в вкв. 38 (інт-л 4972-4979м) сягав 564,0 тис. м ³ / доб, конденсату 754,4 м ³ / доб на 14мм штуцері.

На півдні та сході западини комплекс має основного значення у формуванні масивних резервуарів, таких як Астраханське, Тенгіз, Кенкіяк, Жанажол.

Випробування продуктивних відкладень на Тенгізі здійснено в 50 свердловинах. Найбільшою продуктивністю характеризуються породи башкирського ярусу. Значну частку становлять свердловини з величиною початкового дебіту від 400 до 500м ³ / добу і вище. Продуктивність колекторів серпуховский і верхневізейскіх відкладень дещо нижчий - від 200 до 400м ³ / добу.

Слід зазначити, що, поряд з високодебітних свердловинами, є свердловини з дуже низькими дебітами 15-25т/сут і менш, що вказує на нерівномірний розподіл високоємкий колекторів всередині масивного резервуару Тенгізського родовища, складеного в основному породами рифового генезису.

Промислова нафтоносності Королівського родовища встановлена ​​в вкв. 9 в інтервалі 4554-4795м, що включає ніжнебашкірскіе і серпуховский відкладення, де отримано приплив нафти дебітом 140м ³ / добу на 6 мм штуцері.

На Тажігалінской площі (Каратон-Тенгізська зона) продуктивність карбонатних відкладень башкирського віку встановлена ​​свердловиною 13, де в інтервалі 3797-3819м був отриманий інтенсивний приплив нафти і газу.

Через відводи свердловина фонтанувала спочатку чистим газом, потім газом з водою і нафтою. Дебіт газу сягав 600тис. м ³ / доб, нафти 50-70т/сут.

На сході Прикаспійської западини в зоні Візейська-башкирського бар'єрного рифа і мілководного шельфу відкриті родовища Кенкіяк, Кожасай, Жанажол, Алібекмола, Жанатан. Дебіти нафти коливаються в широких межах - від 3,95 м ³ / доб до 261м ³ / добу, газу від 21,0 тис.м ³ / доб до 219тис.м ³ / доб. Прямі ознаки нафтогазоносності отримані на площах Локтибай, Аккудук, Бактигарин, Башенколь.

Астраханське серогазоконденсатное родовище, що відноситься до категорії унікальних, характеризується високими значеннями дебітів газу, складовими в середньому 300-400тис. м ³ / доб, що досягають іноді 731тис. м ³ / добу (вкв. 42). 'Дебіти конденсату 73,4-139,1 м ³ / добу (вкв. 31 і 17).

Теригенний комплекс середнього карбону (верхнебашкірско-ніжнемосковскій (C ₂ b ₂ - C ₂ m ₁ vr) продуктивний на північно-західному обрамленні западини більш ніж на 30 родовищах (Коробковское, Жірновскій, Землянський, Зап. Землянський та ін.) У зоні бортового уступу на північно-заході газоносність його встановлено на Карпенковской площі. Тут до Верейського відкладів приурочена дрібна поклад газу.

На північному сході і сході западини, у зв'язку з літо-фаціальної мінливістю комплекс входить до складу природних резервуарів карбонатного комплексу нижнього-середнього карбону, складаючи з ними єдине ціле (Оренбурзьке, Жанажольское родовища).

Карбонатний комплекс середнього-верхнього карбону - нижньої пермі (московсько-артінскійілі надверейскій C 2 m ₁ k - P ₁ ar) є продуктивним на численних родовищах практично по всьому периметру Прикаспійської западини, в т.ч. і на унікальних і великих родовищах, таких як Карачаганак, Жанажол, Оренбурзьке. На півночі і заході западини надверейскій карбонатний комплекс є одним з головних нафтогазоносних комплексів. На Карачаганакском НГКР значна частина запасів вуглеводнів пов'язана з ніжнепермской органогенно будівництвом, надбудовуються кам'яновугільну (додаток 17). Дебіти газу досягали 560тис. м ³ / доб, конденсату 318м ³ / добу на 12мм штуцері. На Оренбурзькому НГКР основні запаси газу пов'язані з потужною карбонатної товщею Артинськ-среднекаменноугольного віку, що представляє єдиний резервуар з поверхом газоносності в центральній частині поклади 525м. Дебіти газу досягають 1, Омлн. м ^З / добу і більше. Товщина нафтової облямівки 20м. Дебіти нафти 1-20мЗ/сут, іноді досягають 80 м ³ / доб. З регіональною зоною нефтегазонакогшенія ніжнепермского бар'єрної-рифового уступу пов'язані Тепловско-Токаревська група родовищ у Уральської області (додаток 15), Комсомольське, Південно-Кисловському, Карпенковское, Краснокутське, Жданівське, Мокроусовское, Павловське, Зах.-Липівське, Липівське родовища у Волгоградській та Саратовській областях, Тепловское, Кузнецовську, Бородінський, Нагумановское в Оренбурзькій області. У вкв. 5 Західно-Тепловской-першовідкривачем родовища з інтервалу 2805-2821м отримано фонтан газу дебітом 580тис.м ³ / доб, конденсату - 207т/сут. В окремих свердловинах отримані високодебітних притоки нафти - 130т/сут (вкв. 9 Східно-Грем'ячинський, інтервал 2903-2922) до 191т/сут (вкв. 7 Західно-Тегоювская, інтервал 2950-2959м). При випробуванні свердловини 74 Тепловская з інтервалу 2927-2935м стабільний дебіт нафти при 8мм штуцері становив 77,5 т / добу. Істотними є притоки з окремих інтервалів стабільного конденсату до 171-193т/сут, причому конденсатної-газовий фактор (КМФ) при наявності нафтової облямівки зростає в газі до 310 і навіть 550г / м ^3.

На окремих площах продуктивні сульфатно-карбонатні відклади Пилипівського горизонту кунгурского ярусу, що перекривають ніжнепермскій бар'єрний риф (Карпенковская, Павловська, Тепловско-Токаревська група родовищ). Колекторами є пласти доломітів і доломітізірованний вапняків, тип покладів - пластовий, сводовий. Невеликі поклади в філіпповский карбонатних відкладеннях відомі також над основною газоконденсатной покладом Астраханського родовища.

На Карасальской монокліналі в вкв. 1 Южно-Плодовітенской в інтервалі 4419-4432м отримано приплив нафти, газу і води з дебітами відповідно 178м ³ / добу; 18,82 тис.м ³ / добу; 268м ³ / добу. Поклад ймовірно пов'язана з ніжнепермской локальної рифової будівництвом, надбудовуються Візейська-башкирська бар'єрної-рифовий уступ.

На сході продуктивна частина розглянутого комплексу відособлена в товщу KT - I. Порівняно з продуктивною карбонатної товщею КТ-П, товща KT - I характеризується меншим ареалом поширення і локалізується в межах Жанажольского, Синельниківського, Алібекмолінского, Уріхтау родовищ, з якими і пов'язана промислова нафтогазоносність цієї товщі.

На Жанажольском газоконденсатнонефтяном родовищі, при загальній потужності товщі KT - I 400м, газова шапка складає 310м і нафтова облямівка - 90м. Дебіти газу досягали 214тис. м ³ / доб, конденсату 162м ³ / добу, нафти - 154М ³ / доб.

На Синельниківському нафтовому родовищі дебіти нафти не настільки високі, як і запаси, порівняно з Жанажольскім і коливаються від 1,5 м ³ / доб до 47м ³ / добу. Поверх нафтоносності становить 80м.

На родовищі Алібекмола карбонатна товща залягає на абсолютній відмітці - 1857м, газонасичена потужність 204м, товщина нафтової облямівки 82М. Дебіти газу досягали 94тис. м ³ / доб, нафти до 12м ³ / добу, через 5мм штуцер.

Уріхтау - нафтогазоконденсатне родовище, приурочене до локальної рифової споруді, надбудовуються Візейська-башкирська бар'єрної-рифовий уступ. У південній частині родовища є нафтова облямівка товщиною 69м. Дебіти газу складають 103-224тис. м ³ / доб, конденсату 58-95м ³ / добу, нафти - 40-111м ³ / добу.

На Тортайском родовищі при випробуванні вкв. 14 з інтервалу 2886-2892м (покрівля московсько-касимовские відкладень) отриманий фонтан нафти.

У теригенних ніжнепермскіх відкладеннях, широко розвинутих на сході і південному сході Прикаспійської западини, поклади нафти встановлені на Кенкіяк, Каратюбе, Східний Акжар.

На родовищі Кенкіяк встановлено п'ять горизонтів у Сакмару-Артинськ відкладах. Максимальні дебіти приток з Артинськ відкладень склали: нафти - 139М ³ / доб, газу 51тис. м ³ / добу (вкв. Г-104,

інтервал 4061-4083м). Приплив нафти дебітом 112м ³ / добу було отримано з Сакмарських відкладень.

Лінзовідние поклади нафти, мозаїчно розосереджені в розрізі теригенної товщі, ймовірно, являють собою вторинні скупчення, що утворилися за рахунок вертикальної міграції з нижчих карбонатних відкладень.

Каратюбе-Акжарская зона нефтегазонакопленія складається з трьох самостійних підняттів - Східний Акжар, Курсай і Каратюбе. Поклади нафти приурочені до ассельского-Артинськ продуктивним горизонтів, потужність яких становить 315-320м (вкв. 1 Сх. Акжар), на нефтенасищенной потужність доводиться 50-68%. Високодебітних приплив був отриманий в вкв. 5 Сх. Акжар - 749-1200м ³ / доб в інтервалі 5049-5075м, що зумовлено, мабуть, високими значеннями параметрів колекторських властивостей теригенних порід.

На півдні западини на площі Сазтюбе при випробуванні в колоні вкв. 2 отримано промисловий приплив нафти дебітом 28м ³ / добу і газу 47тис. м ³ / доб на 3мм штуцері з теригенних ассельского відкладень.

На закінчення необхідно відзначити, що за своєю продуктивністю і широкому ареалу розповсюдження покладів вуглеводнів в Прикаспійській западині та її обрамленнях регіонально нафтогазоносний карбонатний комплекс середнього-верхнього карбону - нижньої Пермі займає друге після основного, Візейська-башкирського комплексу, місце.

Аналіз властивостей нафт, газів і конденсатів дозволив зробити ряд висновків про деякі закономірності їх складу та поширення в плані і розрізі.

Нафти подсолевих відкладень Прикаспійської западини незалежно від | стратиграфічної приуроченості характеризуються близьким груповим складом і відносяться до метано-нафтенового типу бензинового ряду. За змістом не вуглеводневого домішок нафту в теригенних

подсолевих відкладеннях - бессерністая, в карбонатних комплексах - в тій чи іншій мірі сірчиста. У східній частині западини зустрінуті легкі (0,823-0,826 г / см ³⁾ нафти з високим вмістом бензинів (35%) і

нафто-ароматичних УВ в отбензіненной нафти (до 20%) і невеликою кількістю спіртобензольних смол і асфальтенів (до 5%). На південно-сході западини поряд з легкими виявлені середні та важкі нафти, зі зниженим (5-26%) вмістом бензину, значною кількістю метано-нафтенових (близько 80%) і невеликим - ароматичних УВ (до 12%) і спіртобензольних смол (до 3%) у отбензіненной нафти.

Нафти в карбонатних відкладах нижньої пермі на північно-заході і північному сході Прикаспійської западини характеризуються щільністю від 0,817 до 0,981 г / см ³ (від легких до тяжких), від малосірчистого до високосірчистих (0,55-5,6%), від малопарафіністих до парафінистих (0,60-4,42%), малосмолістие (5,1-5,6%).

Найлегші "нафти (0,808 г / см ³⁾ зустрінуті на сході, на родовищі Кенкіяк. Вони характеризуються низьким вмістом кислих компонентів, високим вмістом бензинів (20-42%), низьким вмістом смол (до 6%) і асфальтенів (менше 1% ). Вміст сірки коливається від 0,22 до 0,65%.

На Карачаганакском НГКР конденсат метанового складу (49-68%) з вмістом сірки 0,55-2,16%. У газі Карачаганакського родовища метану міститься не більше 75%, в невеликих кількостях присутній етан (5,45%), пропан (2,41-2,62%). Вміст сірководню порівняно невелика (3,69%), присутній вуглекислий газ (до 5,06%) і в незначних кількостях азот (0,7%).

На Оренбурзькому НГКР газ основний поклади має щільність 0,533-0,903 г / см ³ (від легкого до важкого), метаносодержащій (63,1-90,1%). Вміст сірководню коливається від 1,45% на заході до 4,93% на сході, вуглекислого газу (0,4-5,4%), азоту (0,15-8,8%). По груповому вуглеводневому складу конденсат метанонафтенового складу, містить 10,9-11,8% ароматичних вуглеводнів, нафтенових 19,8-22,7% і метанових 67,6-68,4%, нафта легка, щільністю 0,836 г / см ^3, сірчиста (0,80%), малопарафіністая (2,70%), малосмолістая (10,80%). На південно-сході западини нафти, в основному обтяжені, малосірчисті і малопарафіністие.

Для нафт, пов'язаних з природними резервуарами кам'яновугільного віку встановлено закономірну зміну складу нафт, газів і конденсатів, як за площею западини, так і по розрізу.

Більшість вуглеводневих покладів у подсолевих відкладеннях відрізняються своєрідним складом флюїдів. Вони містять співмірні кількості (у нормальних умовах) газоподібних і рідких УВ, тобто представляють газові поклади з виключно високим газоконденсатному фактором (ГКФ), що переходять в поклади легкої гранично газонасиченої нафти. Щільність конденсату на Астраханському родовищі становить 0,812 г / см ^3, на Карачаганакском вона змінюється від 0,791 г / см ³ у верхній частині покладу (на глибині 4 км) до 0,825 г / см ³ в її низах (на глибині 5км). На Жанажольском родовищі на глибинах близько 2600м щільність конденсату складає 0,710-0,750 г / см ^3. Таким чином, намічається закономірне ускладнення конденсату з глибиною. Зміст конденсату в газі на Астраханському і Жанажольском родовищах становить 420-500г / м ^3, а на Карачаганакском змінюється від 450г / м ³ в породах нижньої пермі до 1000г / м ³ у відкладеннях карбону.

Газоконденсатні поклади характеризуються унікально високим вмістом кислих компонентів. Сумарне їх кількість у північно-східних та східних районах синеклізи 6-10% (H ₂ S до 6%), у південно-східних - до 24% (H ₂ S - 20%) і на південно-заході - до 50% (H ₂ S понад 23%).

На Тенгізі нафти легкі (0,800-0,817 г / см ^3), зміст бензинів 25-36%. Нафта характеризується низьким вмістом кислих компонентів (вміст сірки до 0,7%) з дуже невеликою кількістю смол (менше 2%) і асфальтенів (менше 1%). Легені нафти встановлені також на Тортайском родовищі і рівнинній площі, проте щільність її тут трохи вище (0,848-0,849 г / см ^3), зміст бензинів 13-31%, сірки - іноді досягає 1%.

На північному борту нафту родовища Дар'їнське з відкладень башкирського віку має щільність 0,862-0,871 г / см ^3, малосірчиста (0,37%), малопарафіністая (6,8%), малосмолістая (2,5%).

Нафта Карачаганакського родовища (нафтова облямівка) легка (0,836 г / см ^3), сірчиста (1,34%), парафінистих (4,35%) і малосмолістая (0,32-8,8%).

Газ на родовищах Лободінском і Чаганском, розташованих у зоні Візейська-башкирського бортового уступу, метанового складу, легкий (0,587 г / см ³⁾ з вмістом H ₂ S (0,09-0,12%), СО ₂ - 5%.

На Астраханському серогазоконденсатном родовищі гази мають сірководневої-вуглекисло-метановий склад (H ₂ S - 22,7-26,9; СО ₂ - 11,0-26,8%). Зміст стабільного конденсату в газі 550-570г / м ^3, конденсат важкий до 0,818 г / см ^3, вихід світлих фракцій (до 300 ° С) - 73%.

Нафти теригенних нижньокам'яновугільних відкладів, вивчені на західному обрамленні западини, від легких до важких (0,814-0,891 г / см ^3), малосірчисті (0,18-0,60%), від мало-до високопа (1,20-10,92 %), від малосмолістих до смолистих (2,84-29,9%). На північному обрамленні вони легкі (0,817-0,843 г / см ^3), сірчисті (0,80-0,97%), парафінистих - 2,13%, малосмолістие 5,10%. На сході і південному сході Прикаспійської западини нафти легкі і середні (0,790-0,840), малосірчисті і сірчисті (0,2-0,5), мало - і середовищ - несмолистих, парафінистих. Високий вміст смолистих і асфальтенових компонентів відрізняє нафту площі Біікжал.

Нафти девонських покладів вивчені на північно-західному обрамленні западини (родовища Уметовско-Ліневской депресії, Західно-Рівненське, Ташлинське, Зайкінско-Росташінская група родовищ), на Карачаганакском родовищі, а також на південно-сході западини.

Нафти девонських покладів характеризуються низькою щільністю, легкі (0,752-0,838 г / см ³⁾ з високим вмістом бензинів (37-48%), бессерністие і малосірчисті (0,003%) в теригенних і малосірчисті і сірчисті в карбонатних відкладах (0,11-0 , 67%), парафінистих і високопа (4,38-13,9%), малосмолістие (0,32-4,18%).

Конденсати Зайкінско-Росташінском групи родовищ мають високу щільність (0,93 г / см ^3), маслянисті, малов'язкі малосірчисті (0,23%), парафінистих (4,91%), з високим вмістом розчинених мінеральних солей і відсутністю смол і асфальтенів. Пластовий газ за складом метановий, бессерністий, з відсутністю кислих компонентів і високим вмістом конденсату до 993г / м ^3. На Чінаревском газоконденсатному родовищі пластовий газ за складом метановий з

відсутністю кислих компонентів.

На південно-сході западини нафту в девонській-кам'яновугільних карбонатних відкладеннях легка і середня (0,780-0,820 г / см ^3), вміст сірки змінюється від 0,45 до 1%, характеризується широким діапазоном асфальтенових-смолистих речовин (1-20%) і великим вмістом сірководню в розчиненому газі (близько 19,2%) і вуглекислоти (3,7%).

Аналіз розподілу основних розвіданих запасів Прикаспійської западини по комплексам дозволяє зробити наступні висновки:

Верхневізейско-ніжнебашкірскій рифовий комплекс містить основні розвідані запаси Прикаспійської западини і є нафтогазоносних на більшості родовищ, як у западині, так і на її обрамленні. У цьому комплексі сконцентровано близько 70% всіх розвіданих запасів вуглеводнів Прикаспійської западини, зосереджених в резервуарах родовищ Карачаганак, Астраханське, Тенгіз, Королівське, Жанажол, Кожасай, Уріхтау, Кенкіяк, Дар'їнське, Чаганское та ін, приурочених до пасток бар'єрних рифів, або до комбінованим тектоно-седиментаційним пасток (Жанажол - товща КТ-П), значну роль, в будові яких грають породи рифового генезису.

Рифовий комплекс середнього-верхнього карбону-нижньої пермі (надверейскій) за своєю продуктивністю і широкому ареалу розповсюдження покладів вуглеводнів в Прикаспійській западині та її обрамленні займає друге, після верхневізейско-ніжнебашкірского комплексу, місце. Поклади вуглеводнів приурочені до рифогенними колекторам численних родовищ практично по всьому периметру Прикаспійської западини, в т.ч. і унікальних і великих родовищ, таких як Карачаганак, Оренбурзьке, Жанажол.

Залягають на великих глибинах і менш вивчені нафтогазоносні комплекси середнього-верхнього девону і нижнього карбону також характеризуються широким розповсюдженням покладів вуглеводнів по всьому периметру Прикаспійської западини, проте містять значно менші, порівняно з вищерозташованими комплексами, розвідані запаси, сконцентровані в рифових пастках різних морфогенетичних типів, або в надріфових структурах ущільнення.

Висновок

Таким чином, проведений аналіз показує, що суттєву роль у формуванні сучасної структури подсолевих відкладень Прикаспійської западини, поряд з тектонічними процесами, грали процеси седиментації, пов'язані з ріфообразованіем в її бортових частинах і формуванням потужних теригенних товщ, обумовлених системою широко розвинених авандельти, що утворюють конуси виносу алювіально-дельтового матеріалу.

До початку кунгурского століття на північно-заході і південно-сході остаточно сформувалися акумулятивні карбонатні і карбонатно-теригенні борту Прикаспійської западини, при цьому на окремих ділянках її внутрішніх районів існували сприятливі умови для формування мілководних карбонатних "платформ" атоловий-острівного типу і високоамплітудних басейнових споруд типу Піннаклі і атолів.

У кунгурского час у зв'язку з утрудненою зв'язком Прикаспійського глибоководного басейну з Світовим океаном відбулося швидке випадання солей і повна компенсація його галогенними опадами. Таким чином, завершився тривалий Пізньопалеозойський (середньодевонські-раннепермского) етап некомпенсованого опадонакопиченням прогинання Прикаспійської западини.

Література

1. Аксьонов А.А., Новиков А.А. та ін Перспективи нафтогазоносності Волгоградського Заволжжя. / Геологія нафти і газу № 1, 1993, с. 4-7. /

2. Альжанов А.А., Чепелюгін А.Б. та ін Пошуки і розвідка покладів нафти і газу в межах північного борту Прикаспійської западини. / Геологія нафти і газу № 6, 1975, с. 10-16. /

3. Буленбаев З.Є., Іванов Ю.О. та ін Перспективи нафтогазоносності в східній частині Прикаспійської западини. / Геологія нафти і газу № 12, 1979. /

4. Курманов С. К., Волож Ю. А. Теоретичні та практичні аспекти пошуків і розвідки нафти і газу в Прикаспійській западині, 1991р.

5. Макарова С.П., Чернова М.І. та ін Обгрунтування геологічної моделі покладів вуглеводнів на основі оперативної обробки даних буріння і аналізу геолого-геофізичних матеріалів на території «Ніжневолжскгеологія», Саратов, 1992.

6. Федорова М. Д. Умови осадконакопичення і прогноз колекторів подсолевих відкладів північно-західній частині Прикаспійської западини, Москва, 1995р., 21с. ВНІГНІ.

Автори звіту:

Геологічна будова Прикаспійської западини, 1998р.

Чепелюгін А.Б. і Шереметьєва Г.А.