По линии Астрахань-Баку- Бабольсер (Иран)

(К.Н.Аманниязов, Кожахмет К.А.1994)

Среднекаспийский свод впервые был выделен Э.Э.Фотиади (1957). По максимуму силы тяжести Я.П.Маловицкий (1967) считал его единым с Кара-богазским сводом. Новые материалы показали, что максимум силы тяжести приурочен в юго-западному погружению Песчаномысско-Ракушечного подня­тия в юго-западном направлении. Таким образом, Среднекаспийский и Кара-богазский максимумы разделены глубоким Казахским прогибом. Одним из районов сложного строения Каспийского региона является район Карабогазского свода и красноводского плато. Граница проходит примерно по центру Карабогазского залива на севере и Шагадам-Дагаджикскому массиву, Северо-Балханской зоне дислокации на юге, Чильмамедкумской зоне на вос­токе. Территория представляет собой своеобразный массив с неглубоким за­леганием (1005-1750 м) палезойских кристаллических пород. Осадочный че­хол вскрыт здесь многими структурными на полную мощность. Наиболее при­поднятый участок находится в южной части залива Кара-Богаз-Гол. Так, на пл. Омчалы поверхность фундамента расположена на глубине 1005 м; западнее по­бережья Каспийского моря (пл. Карши) у пос. Карабогаз-Гол его глубина 1240 м. К югу и востоку поверхность фундамента погружается до 1750 м. Породы фундамента выходят на дневную поверхность в ядрах Кубадагской (около Красноводска массивы Шагадам, Уфра, ст.Кайлю, п-ов Дагада) и Большебалханской (выходы Карачагыл, Порсы-Айман, Караайман) антиклиналей. На наиболее при­поднятой части Карабогазского свода, на породах фундамента залегают терригенно-глинистые породы, начиная от апта. Как на юго-западе этой плиты (Туаркыр), так и на севере Южно-Мангышлакской впадины, начиная с зоны пл. Темирбаба, Кендирли, Атабурун, присутствует полная гамма мезокайнозойских осадков, включая триасовые образования. В пределах Красноводского плато пе­репад глубины залегания 550-650 м.

Рис. 9. Схема тектонического районирования Каспийского моря

(Л.И.Лебедев, 1987).

1 - Русская докембрийская платформа; 2 - переходная зона между докембрийской и эпигерцинской платформами; 3 - южная граница распространения соляных куполов платформы; 4 - контуры сводов эпигерцинской платформы; 5 - контуры поднятий и прогибов; 6 - контуры впадин в Терско-Каспийском прогибе; 7 - граница мегантиклинория Эльбурса; 8 - Центрально-Каспийская моноклиналь; 9-Восточно-Каспийская флексура; 10 - Апшероно-Прибалханская зона поднятий; 11-мегантиклинорий Большого Кавказа; 12-Терско-Каспийский прогиб; 13-Южно-Каспийская впадина; 14 - основные разломы; 15-границы тектонических зон Южного Каспия; 16- изобаты, м.

Цифры на карте: I-Промыслово-Бузачинская зона поднятий; II-Бузачинский свод; III - Южно-Эмбенское поднятие; IV-Южно-Бузачинский прогиб; V-ТюбКараганский вал; VI- Беке-Башкудукский вал; VII- Сыгындынская депрессия; VIII - Песчаномысско-Ракушечная зона поднятий; IX-прогиб Казахского залива; X -Кара-Богазский свод; XI - Кубадаг-Больше-балханская мегантиклиналь; XII-Северо-Апшеронская впадина; XIII-Самурский выступ; XIV-Терско-Сулакская впадина; XV-зона погружения мегантиклинория Большого Кавказа; XVI-Нижнекуринская депрессия; XVII-Центрально-Южно-Каспийская гона складчатости; XVIII-Туркменская структурная терра­са; XIX-Предэльбурский прогиб.

Карабогазский свод изометрического строения, имеет наиболее приподнятую часть свода в районе поднятия Омчалы, где поверхность кристаллическо­го фундамента вскрыта на глубине 1005 м. К западу, в районе Карши, эта по­верхность погружается на 200-250 м. Размеры Карабогазского свода -100-150 км. К западу, в пределах Каспийского моря свод изучен слабо. По данным морских геофизических исследований, общая зона подъема фундамента че­рез структурную перемычку переходит в Среднекаспийский свод. К северу от перемычки располагается Казахский прогиб.

Красноводское плато - одна из крупных тектонических структур шириной 100-150 и длиной 150-170 км. На севере располагается Карабогазский свод с поверхностью фундамента 1200-1750 м в западной и до 200-2500 м и более - в восточной части плато. Весьма сложное строение имеет южная гра­ничная зона, где карбонатно-хемогенная толща юры и нижнего мела непосред­ственно прилегает к выступу сильно дислоцированных и метаморфических пород нижнего и среднего палеозоя, образущего Шагадам-Уфра-Дагадинский крупный массив (см. рис.2, 4). К югу от него идет резкое погружение поверхно­сти непосредственно на кристаллических породах, на северном борту Келькорского прогиба залегают аргиллиты средней и нижней юры. Размеры Туаркырской мегансиклинали – 270-340 км, простирание - ЮВ-СЗ, амплитуда - по­рядка 2,5-3,0 км. В ядре ее имеются выходы дислоцированных пород фунда­мента с мощной толщей пермотриасовых красноцветов (около 4,5 км), отложе­ний всех отделов юрской и меловой систем. Юго-западным склоном мегаантиклиналь примыкает к северо-восточному склону Карабогазского свода (К.Н.Аманниязов и др., 1989).

Карпинско-Мангышлакская НГО объединяет нефтегазоносные площа­ди континентальной части кряжа Карпинского и приморские районы Ман­гышлака, характеризующиеся промышленной нефтегазоностью юрских и меловых отложений при непродуктивности сильно дислоцированных палео­зоя и пермотриаса. В пределах НТО выделяются Карпинский и Мангышлакский НГР на суше и Ракушечный НГР в акватории.

Карпинский НГР выделяется в составе Цубукско-Промысловской и Камышанско-Каспийской ЗНГН. Цубукско-Промысловская ЗНГН занимает наиболее приподнятое положение относительно остальных объектов НГР. Структура ЗНГН сформировалась на кайнозойском этапе над мезозойским (юрским) прогибом. Основные запасы УВ приурочены к нижнемеловым (альб) песчаникам. Камышанско-Каспийская зона ЗНГН занимает южную часть площади кряжа, граничащую с Восточно-Манычским прогибом. В этой зоне регионально нефтегазоносен песчаниковый коллектор нижнего апта, кроме которого на отдельных площадях продуктивны песчаники байоса, неокома и альба. Если в Цубукско-Промысловской ЗНГН из 5 открытых месторождений 3 являются газовыми и 2 нефтегазовыми, то в Камышанско -Каспийской доминируют газоконденсатные и нефтегазоконденсатные зале­жи при подчиненной роли нефтяных и отсутствии газовых залежей.

Мангышлакский НГР состоит из Тюб-Караганской и Беке-Башкудукской ЗНГН, приуроченных к одноименным валообразным структурам за­падной части Каратау и разделяемых областью генерации УВ - Чакырганским прогибом. В пределах Тюб-Караганской ЗНГН открыты 2 нефтяных месторождения с залежами в юрских и нижнемеловых отложениях. Беке-Башкудукская ЗНГН характеризуется нефтегазовыми месторождениями. Обе зоны имеют морские продолжения.

Ракушечный НГР приурочен к одноименному валу по юрским и мел-эоценовым отложениям. Вал кулисообразно сочленяется на западе с Камышанско-Каспийским и на востоке с Тюб-Караганским валами. В Ракушечном НГР открыто 3 месторождения УВ: Ракушечное, им. Ю.Корчагина и им. В. Филановского. Месторождение им. Ю. Корчагина состоит из 6 залежей в интервале от батского яруса средней юры до палеогена (палеоцена-эоцена).

Продуктивные горизонты, кроме бата и палеогена, выявлены в титонском ярусе верхней юры, готерив-барреме, апте, альбе. Ракушечное место­рождение содержит газоконденсатные залежи в аптских и альбских алевро­литах и песчаниках. Самое крупное месторождение - им. В.Филановского содержит до 20-25 залежей нефти и газа.

Поднятие Курмангазы в Северном Каспии, (по Глумову с соавторами, 2004)

Восточно-Предкавказская НГО охватывает Восточно-Манычский про­гиб, Прикумско-Тюленевскую систему поднятий и Ногайскую ступень на территории Восточного Ставрополья и Равнинного Дагестана и состоит из трех НГР (Восточно-Манычский, Прикумский, Восточно-Ставропольский) и перспективной территории Ногайской ступени.

Восточно-Манычский НГР характеризуется широким диапазоном нефтегазоносности - от триаса до неогеона, однако по площади диапазон нефте-газоносности и масштабы аккумуляции УВ не равнозначны. В пределах юж­ного борта Восточно-Манычского прогиба выделяется крупная Величаевско-Максимокумская ЗНГН, с которой связаны многопластовые (8-10 залежей) месторождения Колодезное, Величаевское, Зимнеставкинское и др. Всего в этой зоне выявлено 20 месторождений, в их числе 12 нефтяных, 6 нефтегазо­вых и 2 нефтегазоконденсатных. В структуре запасов преобладают жидкие УВ. В триасовых отложениях залежи нефти приурочены к известнякам нефтекумской свиты нижнего триаса, залегающим на глубинах 3,5-4,2 км, в юр­ских залежи нефти и газоконденсата связаны с терригенными коллекторами нижнего (VII пачка), среднего (V пачка) и верхнего (III пачка) отделов. Ос­новные запасы УВ этой ЗНГН, главной по масштабам аккумуляции во всей Восточно-Предкавказской НГО, приурочены к терригенным коллекторам не­окома, аптского и альбского ярусов нижнего мела, залегающим на глубинах 2.5-3.25 км. В верхнемеловых отложениях нефтегазоность связана с мелоподобными трещиноватыми известняками маастрихтского яруса. Палеогеновые отложения не содержат коллекторов. С отложениями миоцена (средний майкоп) связаны небольшие по запасам залежи газа на глубинах 1.3-1.8 км. Кроме Величаевско - Максимокумской ЗНГН, в данном НГР выделены Ильменско-Комсомольская (продуктивные горизонты в терригенных коллекторах нижне­го мела и средней юры, 5 месторождений нефти), Плавненско-Озерная (тер-ригенные коллекторы нижнего мела и средней юры, терригенно-карбонатные коллекторы триаса) и Каменно-Балковско-Гороховская (песчаники миоцена) ЗНГН, имеющие второстепенное значение.

Прикумский НГР объединяет 5 ЗНГН: Озек-Суатскую, Сухокумскую, Прасковейско-Ачикулакскую, Тюбинско-Соляную и Южно - Серафимовско - Сельскую. Как и в Восточно-Манычском НГР, диапазон нефтегазоносности здесь весьма широк - от триаса до палеогена, но по площади, разрезу, фазо­вому составу УВ масштабы нефтегазонакопления значительно изменяются. В Озек-Суатской зоне нефтегазонакопления, где триас отсутствует, продуктив­ность связана с отложениями юры (пачки III, V, VII на глубинах 3.3-3.5 км), баррема-апта (пачки IX, VIII на глубинах 3.0-3.2 км) и альба (пачка I на глу­бинах 2.7-2.8 км), а также верхнего мела (известняки Маастрихта на глубинах 2.4-2.6 км) и эоцена-олигоцена (мергели на глубинах 2.3 км). В Сухокумской ЗНГН открыто 30 месторождений в отложениях триаса, юры и нижнего мела,

числе 12 нефтяных и 10 нефтегазоконденсатных. Промышленная нефте­газоносность триаса связана с известняками нефтекумской свиты нижнего триаса и анизийского яруса среднего триаса на глубинах 4.0-4.8 км (18 место­рождений). Нефтегазоность Прасковейско-Ачикулакской ЗНГН ограничена интервалом от альбского яруса нижнего мела до палеогена. Триасовый и юр­ский нефтегазоносные комплексы на значительной части площади ЗНГН отствуют. В этой зоне увеличивается масштаб нефтегазоносности верхнеме­ловых отложений (коллекторы - трещиноватые карбонатные породы мааст­рихтского и кампанского ярусов на глубинах 2.6-2.7 км). В западной части ЗНГН выделено 5 продуктивных горизонтов палеогеновых отложений (па­леоцен, черкесская, кумекая, белоглинская свиты эоцена, хадумский горизонт лгоцена). В Тюбинско-Соляной ЗНГН, являющейся восточным погружен­ным элементом Прасковейско-Ачикулакского вала, нефтегазоносны баррем-шгжнеаптские (пачки IX, VET) и среднеюрские песчаники на глубинах 3.5-4.1 км. Южно-Серафимовско-Сельская ЗНГН, самая западная в

Нефтегазоносность установлена на Песчаномысско-Ракушечном своде, включавшемся ранее в состав Южно-Мангышлакской НТО. Продуктивными являются палеозойские, триасовые, юрские и нижнемеловые отложения.

Палеозойские отложения нефтегазоносны на месторождении Оймаша, где основные запасы нефти (80%) сосредоточены в гранитной интрузии позднедевонско-среднекаменноугольного возраста и вмещающих ее мета­морфических породах (В.И.Попков, 2001). Триасовые отложения (вулканогенно-доломитовая и известняково-вулканогеннная пачки среднего триаса) содержат залежи на месторождениях Оймаша и Северо-Ракушечное. В от­личие от нефтей триасовых горизонтов Южно-Мангышлакской НТО, состав которых сходен с нефтями Восточного Предкавказья, нефти месторождений Оймаша и Северо-Ракушечное практически полностью лишены смолисто-асфальтеновых компонентов. Дебиты нефти на месторождении Оймаша из залежи в гранитной интрузии достигали 350 м /сут. (скв. 12). Из триасовых коллекторов (скв. 9, инт. 3514-3544 м) получен фонтанный приток нефти де­битом 85 м³/сут. и газа 1.4 тыс.м³/сут.. Отметим, что оба месторождения вы­ражены выступами на структурной карте поверхности доюрских отложений. Это обстоятельство важно в связи с имеющимися данными о строении Са-мурско-Песчаномысской зоны поднятий в акватории. Структурная карта по горизонту V характеризует эту зону как весьма расчлененную, с диапазоном отметок в интервале -3,0...-4,2 км и наличием крупных выступов - Самур-ского, Центрального, Хазарского и др. (В.И.Ермаков, В.М.Мурадян, Г.И.Ле-довская, 1996).

Нефтегазоносность юрских и нижнемеловых отложений, установлен­ная соответственно на Северо-Ракушечном (газ) и Оймашинском (нефть) месторождениях, приурочена к песчано-алевролитовым коллекторам. Их роль в общем балансе ресурсов УВ в данной НТО нуждается в изучении. Информация о нефтегазоносности верхнемеловых и кайнозойских отложе­ний отсутствует.

Морские продолжения Восточно-Предкавказской, Терско-Каспийской и Южно-Мангышлакской НГО сопрягаются на значительной площади Среднего Каспия. К югу от Карпинско-Мангышлакской НГО открыто 3 ме­сторождения УВ (Хвалынское, Сарматское, «170 км»), что позволило полу­чить важные сравнительные данные о стратиграфической полноте разреза, диапазоне нефтегазоносности и фазовом составе УВ. Наиболее крупным объектом является Хвалынское месторождение, дающее название новому НГР. Юрский НТК, мощность которого превышает 1,5 км, достигая местами 3,0 км, существенно полнее известных разрезов Восточно-Предкавказской, Карпинско-Мангышлакской и Южно-Мангышлакской НГО, а сульфатно- карбонатная его часть (оксфорд-титон) приближается к еще более полным в этой части разрезам Терско-Каспийской НГО.

Основные запасы УВ (82%) приурочены к кровле юрского НТК - титонским, кимериджским, оксфордским, келловейским отложениям, которые в Южно-Мангышлакской НТО служат покрышкой для среднеюрских про­дуктивных горизонтов. Все выявленные запасы нефти находятся в верхне­юрских горизонтах, что не наблюдается ни в Восточном Предкавказье, ни в Южно-Мангышлакской НТО.

Поднятие Центральное в Среднем Каспии, (по Глумову с соавторами, 2004)

Вместе с тем, на Хвалынском, Сарматском и «170-км» месторождениях не установлена нефтеносность миоценовых и верхнемеловых отложений - основных объектов Терско-Каспийской НТО. Глубины залегания продуктивных комплексов на этих месторождениях бли­же всего к районам Равнинного Дагестана (Восточно - Предкавказская НТО) и северной окраины Терско-Каспийской НТО, где пока нет структурных форм и месторождений. Изложенное показывает правомерность выделения в акватории Хвалынского НГР, нефтегазоносность которого сочетает отдель­ные черты Восточно-Предкавказской, Терско-Каспийской и Южно-Мангышлакской НТО.

Date: 2015-11-13; view: 1393; Нарушение авторских прав