Источниками информации для оценки условий формирования и распределения указанных категорий ловушек и залежей углеводородов (УВ) в Каспийском регионе стали нефтегазогеологические характеристики морских и континентальных месторождений, содержащиеся в известных справочных изданиях разных лет Северного Кавказа, Каспия и Прикаспия. Разнообразие типов ловушек и залежей углеводородов в месторождениях в нефтегазоносных провинциях и соответствующих областей Каспийского региона отражено в таблице 1. В соответствии с определениями и характеристиками некоторых типов ловушек и залежей, приведенными выше, а также данными о месторождениях разного флюидного состава и возраста вмещающих толщ в регионе, изложенных в справочных и прочих литературных источниках, вся совокупность анализируемых характеристик, отражающих принадлежность месторождения к тому или иному классу, распределена по отношению к двум факторам — структурному и седиментационному (литолого-стратиграфическому).
Результаты исследованийС учетом принятых и приведенных выше условий по каждому из месторождений УВ Каспийского региона произведена выборка соответствующих анализируемых характеристик, которые собраны в таблице типов и стратиграфического распределения залежей и ловушек.
При анализе полученных характеристик возникла необходимость принять дополнительное условие, которое вытекает из наблюдаемых вариантов сочетания седиментационного и структурного факторов в строении месторождения. Из таблицы следует наличие трех вариантов, в соответствии с которыми устанавливается тип ловушки, определяющей все месторождение в целом: 1 — оно формируется только за счет седиментационного фактора (структурный фактор не выражен в характеристике); 2 — то же за счет структурного фактора (седиментационный фактор не выражен в характеристиках); 3 — то же за счет сочетания седиментационного и структурного факторов. В первом случае не только залежь, но и вся ловушка рассматриваются как неструктурная, то есть литологическая, стратиграфическая или литолого-стратиграфическая. Во втором — как структурная, в третьем — как комбинированная структурно-литолого-стратиграфическая.
Общая характеристика распределения месторождений УВ в нефтегазоносных провинциях и областях Каспийского региона по стратиграфическим интервалам и флюидному составу представлена нарисунке 1 и в таблицах 2 и 3. Скопления углеводородов в Каспийском регионе распределены в трех нефтегазоносных провинциях (см. рис. 1) [1]. Две из них — Северо-Кавказско-Мангышлакская и Южно-Каспийская — практически полностью расположены в пределах региона, а одна — Прикаспийская — входит в него своей южной частью, географически соответствующей Северо-Каспийскому мелководью и прилегающим низменным территориям Прикаспийской впадины.
Месторождения/скопления нефти, газа и конденсата крайне неравномерно распределены по выделяемым здесь нефтегазоносным провинциям (рис. 1, табл. 2).
Рис. 1. Нефтегазоносные провинции и области Каспийского региона и прилегающих территорий.Условные обозначения: 1 — нефтегазоносные провинции перикратонных погружений и крупных альпийских впадин; 2 — нефтегазоносные провинции и области подвижных платформ; 3 — неперспективные области за пределами провинций; 4 — перспективные зоны в границах провинций; 5 — месторождения: а — нефти, б — газа и конденсата, в — смешанного состава; 6 — площади, не давшие положительного или коммерчески значимого результата; 7 — индексы: а — нефтегазоносных провинций, б — нефтегазоносных областей; 8 — границы: а — нефтегазоносных провинций, б — нефтегазоносных областей; 9 — границы государств и национальных зон морского недропользования. Нефтегазоносные провинции и области (индексы на карте) А — Северо-Кавказско-Мангышлакская (НГО, ПНГО: А1 — Терско-Каспийская, А2 — Восточно-Предкавказская, А3 — Кряж Карпинского, А4 — Южно-Мангышлакская, А5 — Центрально-Каспийская, А6 — Западно-Карабогазская); Б — Прикаспийская (НГО, ПНГО: Б1 — Астрахано-Калмыцкая, Б2 — Южно-Эмбенская, Б3 — Волгоградско-Карачаганакская, Б4 — Центрально-Прикаспийская); В — Южно-Каспийская (НГО, ПНГО: В1 — Северо-Апшеронская, В2 — Апшерон-Прибалханская, В3 — Восточно-Азербайджанская / Западного Борта, В4 — Южно-Каспийской котловины / глубоководная, В5 — Туркменской ступени, В6 — Мазандаранская / Южного Борта; В7 — Западно-Туркменская / Восточного Борта, В8 — Кобыстано-Куринская); Г — Арало-Устюртская (НГО, ПНГО: Г1 — Южно-Бузачинская, Г2 — Яркимбай-Арстановская, Г3 — Бейнеуская, Г4 — Мынсуалмасская)
Fig. 1. Oil and gas provinces and regions of the Caspian region and adjacent territories.Legend: 1 — oil and gas provinces of pericratonic dives and large alpine depressions; 2 — oil and gas provinces and areas of mobile platforms; 3 — unpromising areas outside the provinces; 4 — promising zones within the borders of provinces; 5 — deposits: a — oil, б — gas and condensate, в — mixed composition; 6 — areas that did not give a positive or commercially significant result; 7 — indexes: a — oil and gas provinces, б — oil and gas regions; 8 — borders: a — oil and gas provinces, б — oil and gas regions; 9 — borders of states and national zones of marine subsoil use. Oil and gas provinces and regions (indexes on the map) A — North Caucasian-Mangyshlak (NGO, PNGO: A1 — Tersk-Caspian, A2 — East-Pre–Caucasian, A3 — Karpinsky Ridge, A4 — South Mangyshlak, A5 — Central Caspian, A6 — West Karabogaz); Б — Caspian (NGO, PNGO: Б1 — Astrakhan–Kalmyk, Б2 — Yuzhno-Embenskaya, Б3 — Volgograd-Karachaganak, Б4 — Central Caspian); B — South Caspian (NGO, PNGO: B1 — North Absheron, B2 — Absheron-Balkhanskaya, B3 — East Azerbaijan/West Side, B4 — South Caspian Basin/deepwater, B5 — Turkmen stage, B6 — Mazandaran/South Side; B7 — West Turkmen/East Side, B8 — Kobystano-Kurinskaya); Г — Aralo-Ustyurt (NGO, PNGO: Г1 — Yuzhno-Buzachinskaya, Г2 — Yarkimbai-Arstanskaya, Г3 — Beineu, Г4 — Mynsualmasskaya)
https://cdn.elpub.ru/assets/journals/geology/2022/4/JyBRk7hte4cgVek4hbHfnr5OegBNcuRgepGoMtYU.jpeg
Таблица 2. Распределение скоплений (месторождений) УВ в продуктивных стратиграфических интервалах осадочного разреза нефтегазоносных провинций и областей* Каспийского регионаTable 2. Distribution of hydrocarbon accumulations (deposits) in productive stratigraphic intervals of the sedimentary section of oil and gas provinces and regions* The Caspian region
Примечание. Индексы и наименования НГО см. на рисунке 1.Note. The indexes and names of oil and gas areas are shown in Figure 1.
https://cdn.elpub.ru/assets/journals/geology/2022/4/9peSnnOpLymrJUuTBSECwD6etmCJckwTdeDo7fff.jpeg
В частности, показано, что наибольшее число месторождений разного состава связано с новейшим (44%) и альпийским (около 40%) тектоно-седиментационными циклами и что в месторождениях развиты как газовая и конденсатная фазы флюидного состава, так и нефтяная.
В порядке детализации этой характеристики и на основе проведенного анализа необходимо добавить, что более половины всех месторождений региона (более 53%) связано с отложениями кайнозоя, в составе которого 28% скоплений приходится на средний плиоцен — Южно-Каспийской НГП и около 53% — на отложения олигоцена и миоцена (включая майкопскую толщу и надмайкопский миоцен) Северо-Кавказско-Мангышлакской НГП [16]. Оставшаяся часть месторождений распределена в палеоцен-эоценовых горизонтах разрезов, относящихся к Северо-Кавказско-Мангышлакской и Прикаспийской провинциям.
Немногим менее половины месторождений региона (около 46%) связано с отложениями мезозоя. В их составе наибольшее число месторождений (41%) выявлено в нижнемеловых отложениях [2]. Остальные скопления примерно в равных долях (13—16% от общего числа месторождений) распределены между продуктивными горизонтами верхнего мела, верхней и средней юры и триаса.
Наименьшее количество месторождений (менее 1% от их общего числа региона) в границах рассматриваемого региона приходится на средне-верхнепалеозойские карбонаты морских и приморских районов Прикаспийской нефтегазоносной провинции.
Обсуждение результатовРаспределение месторождений по составу образующих их флюидных компонент (фазовому составу) в разных стратиграфических интервалах продуктивного разреза представлено на рисунке 2. Оно оценивается по сумме компонент (нефть, газ, конденсат), представленных на разных уровнях разреза в составе 375 скоплений УВ (см. табл. 2), учтенных в рамках Каспийского региона по материалам публикаций [8][9].
Рис. 2. Соотношения флюидных компонент в продуктивных стратиграфических интервалах нефтегазоносных областей Каспийского региона.Наименования областей, соответствующих индексам — см. рисунок 1. Условные обозначения к рисунку 2: 1—3 — однокомпонентные скопления УВ: 1 — нефть (далее Н); 2 — газ (далее Г); 3 — конденсат (далее К). 4—10 — двухкомпонентные скопления УВ. 4 — примерное равенство числа залежей, Н ≈ Г; 5 — то же, Г ≈ К; 6 — преобладание числа залежей одной из компонент, Г > К; 7 — то же, Г > Н; 8 — то же, Н > Г; 9 — существенное (кратное) преобладание числа залежей одной из компонент, Г >> К; 10 — то же, Н >> Г; 11—17 — трехкомпонентные скопления УВ. 11 — преобладание числа залежей одной из компонент над двумя другими, примерно равными по числу залежей компонентами, Г > (Н ≈ К); 12 — то же, Н > (Г ≈ К); 13 — преобладание двух примерно равных по числу залежей компонент над третьей, меньшей по числу залежей, (Г ≈ К) > Г; 14 — то же, (Г ≈ Н) > К; 15 — преобладание одной из компонент над двумя другими, разными по числу залежей, Г > К > Н; 16 — то же, Н > Г > К; 17 — то же, Г > Н > К
Fig. 2. Ratios of fluid components in productive stratigraphic intervals of oil and gas bearing areas of the Caspian region.The names of the regions corresponding to the indices — see Figure 1. Symbols for Figure 2: 1—3 — single–component accumulations of hydrocarbons: 1 — oil (hereinafter H); 2 — gas (hereinafter Г); 3 — condensate (hereinafter K). 4—10 — two-component accumulations of hydrocarbons. 4 — approximate equality of the number of deposits, H ≈ Г; 5 — the same, Г ≈ K; 6 — the predominance of the number of deposits of one of the components, Г > K; 7 — the same, Г > Н; 8 — the same, Н > Г; 9 — a significant (multiple) predominance of the number of deposits one of the components, Г > > K; 10 — the same, Н >> Г; 11—17 — three-component clusters of hydrocarbons. 11 — the predominance of the number of deposits of one of the components over the other two, approximately equal in number of deposits of components, Г > (H ≈ K); 12 — the same, Н > (Г ≈ K); 13 — the predominance of two components approximately equal in number of deposits over the third, smaller in number of deposits, (Г ≈ K) > Г; 14 — the same, (Г ≈ Н) > K; 15 — the predominance of one of the components over the other two, different in number of deposits, Г > K > Н; 16 — the same, Н > Г > K ; 17 — the same, Г > Н > K
https://cdn.elpub.ru/assets/journals/geology/2022/4/aHbLBKEDAeQTKuqBY2oQEblzVD1JlX15x2Wb6KrP.jpeg
Отражаемый на рисунке характер соотношения флюидных компонент в продуктивных интервалах разреза Каспийского региона показывает его отчетливое разделение на области преобладающей или преимущественной нефтеносности всего разреза к востоку от Центрально-Предкавказской ГНО и преобладающей газо- и конденсатоносности к западу от нее [5]. Это разделение следует, вероятно, понимать как свидетельство роли рассмотренного выше Транскавказского поперечного поднятия в распределении скоплений, которое проявилось во всем продуктивном диапазоне разреза [22].
Данные о компонентном (фазовом) составе углеводородных месторождений и проявлений в континентальных и морских областях Каспийского региона, дополненные опубликованными материалами геолого-геохимического изучения их разрезов и результатами анализа размещения месторождений относительно разновозрастных структурно-геодинамических и бассейновых систем, позволяют представить прогнозную схему районов возможного преобладания разных типов флюида в составе потенциальных скоплений и проявлений УВ на территориях и в акваториях региона (рис. 3).
Рис. 3. Схема районирования Каспийского региона по преобладающему фазовому составу УВ в месторождениях и донно-грунтовых пробах акватории.Условные обозначения: 1—6 — преобладающий фазовый состав УВ: 1 — газ, 2 — газ и конденсат, 3 — нефть, газ, конденсат, 4 — нефть и газ, 5 — нефть, 6 — газогидрат, 7 — главные области питания (очаговые области, нефтегазогенерационные бассейны), 8 — неперспективные земли, 9 — границы государств и национальных зон морского недропользованияFig. 3. The scheme of zoning of the Caspian region by the predominant phase composition of hydrocarbons in deposits and bottom-soil samples of the water area.Symbols: 1—6 — predominant phase composition of hydrocarbons: 1 — gas, 2 — gas and condensate, 3 — oil, gas, condensate, 4 — oil and gas, 5 — oil, 6 — gas hydrate, 7 — main areas of nutrition (focal areas, oil and gas generation basins), 8 — unpromising lands, 9 — borders of states and national zones of marine subsoil use
https://cdn.elpub.ru/assets/journals/geology/2022/4/IniHzmaPt4Ejt3YEFh0qTFkXGg8bd4bIbfEE7mv6.jpeg
Согласно этой схеме и в соответствии с результатами проведенного анализа разрезы субрегиона Каспийского моря, включающего и приморские территории западного, северного, северо-восточного и юго-восточного Прикаспия, могут содержать скопления, в которых в разных сочетаниях и количествах присутствуют нефть, газ и конденсат, а на отдельных участках преобладание нефтяной компоненты будет иметь абсолютный характер.
В направлении на запад и северо-запад происходит сокращение площадей, где возможно присутствие в скоплениях нефтяной фазы, их замещение районами ожидаемого развития преимущественно газовых и газоконденсатных скоплений. На представленной схеме (рис. 3) эти районы образуют пояс, окаймляющий южную окраину Восточно-Европейской платформы.
Преобладающим газовым составом будут отличаться скопления Черноморской провинции, на что указывают и открытия последнего времени, сделанные в глубоководных секторах румынского и турецкого районов акватории. В то же время здесь намечаются и вероятные нефтяные тренды, приуроченные к северо-западному и восточному присклоновым районам глубоководной впадины.
С глубоководными впадинами Каспийского морей связаны также районы развития в верхней части осадочного чехла газогидратов [4]. Наиболее крупные из них предполагаются в Южно-Каспийской впадине.
Анализ распределения типов залежей и ловушек в нефтегазоносных провинциях Каспийского региона показывает следующее.
В Северо-Кавказско-Мангышлакской провинции, согласно результатам исследований выявлено 463 месторождения нефти, газа и конденсата в продуктивных интервалах разреза от триаса до плиоцена. Наибольшим количеством скоплений углеводородного сырья характеризуются отложения миоцена, майкопской толщи и нижнего мела, содержащие 60% всех месторождений провинции (миоцен — 18%, майкоп — 18%, нижний мел — 24%). Наименьшую долю от общего числа месторождений (около 1,5%) составляют скопления в плиоцене и нижней юре [15]. Остальные месторождения относительно равномерно (в долевом отношении от 7,0до 8,2%) распределены в стратиграфических интервалах палеоцена-эоцена, верхнего мела, верхней и средней юры и триаса.
Ввиду особенностей территориального распределения толщ в границах провинции, в частности отсутствия или значительного сокращения мощности отдельных региональных продуктивных комплексов кайнозоя в области кряжа Карпинского и восточной части Среднего Каспия, отсутствуют или весьма редки в этих областях и связанные с ними месторождения или проявления УВ [20].
Продуктивность нижнемеловых отложений установлена во всех областях провинции [7]. При этом наибольшее число связанных с ними месторождений сосредоточено в платформенной части провинции и в Терско-Каспийской нефтегазоносной области. Продуктивность средне-верхнеюрских отложений наиболее выражена в восточной части провинции. В ее западных, северо-западных и северных районах на всех уровнях разреза преобладают газовые и газоконденсатные скопления.
Терско-Каспийская НГО включает 49 месторождений с абсолютным преобладанием нефтяных залежей. Залежи 11 месторождений из этого числа относятся к литологическому типу и одного (Дузлак) — стратиграфическому (стратиграфически экранированному). Практически все залежи локализуются в антиклинальных или, значительно реже, в брахиантиклинальных структурах за исключением Тернаирского месторождения [21]. В последнем одна литологически экранированная залежь в чокракских песчаниках приурочена к моноклинали.
Восточно-Предкавказская НГО насчитывает 105 месторождений, в флюидном составе которых на всех стратиграфических уровнях продуктивности существенно преобладает нефть. Из общего числа месторождений 20 сформировано залежами литологического типа и 2 — стратиграфически экранированными залежами. Абсолютное большинство залежей локализуется в антиклинальных, брахиантиклинальных и, значительно реже, — в куполовидных структурах, в связи с чем полные конфигурации ловушек, с которыми связаны месторождения, квалифицируются как комбинированные. Исключение составляет Емельяновское нефтяное месторождение в среднеюрских песчаниках и алевролитах, образованное стратиграфически экранированной залежью и связанное с моноклиналью.
Кряж Карпинского НГО включает 41 месторождение. Скопления представлены нефтью, газом и конденсатом и распределены как непосредственно в системе структур континентальной части кряжа, так и в системе продолжающих его по простиранию валообразных структур северной части Каспийского моря и коррелируемых с ними в структурно-тектоническом и нефтегазогеологическом отношении структур Бузачинского свода. Основные продуктивные интервалы этой НГО образованы отложениями нижнего мела и средней юры. Сравнительно редки залежи в отложениях палеоцена-эоцена и верхней юры. В общем числе месторождений шесть формируются залежами литологического типа, пять из которых локализуются в антиклинальных структурах. Шестая — литологически экранированная нефтяная залежь в аптских песчаниках месторождения Двойного приурочена к моноклинали.
В прочих нефтегазоносных областях провинции конфигурация месторождений, согласно имеющимся данным, определяется исключительно структурными ловушками.
В целом по Северо-Кавказско-Мангышлакской провинции суммарная доля литолого-стратиграфических и комбинированных ловушек в общем числе известных здесь месторождений составляет около 28%. При этом их бóльшая часть представляет собой комбинацию структурной формы и расположенных в ее контуре залежей литологического, стратиграфического или литолого-стратиграфического типа. Ловушки собственно литолого-стратиграфического характера, сформированные без явного участия или при ограниченном (моноклиналь) участии структурного фактора, составляют до 6% от общего числа ловушек, определяющих конфигурацию месторождения [14]. Наибольшее количество таких ловушек в границах этой провинции связано с восточным предгорным районом Индоло-Кубанской НГО.
Прикаспийская нефтегазоносная провинция (см. табл. 3 и 4) в границах рассматриваемого региона включает 52 месторождения, из состава которых данные о типах залежей и ловушек известны по 51площади [12]. Во флюидном составе рассмотренных месторождений существенно преобладает нефть, хотя имеются также месторождения газа и конденсата, среди которых уникальное по объему запасов Астраханское месторождение. Продуктивные горизонты присутствуют во всех стратиграфических подразделениях мезозоя (от триаса до верхнего мела), в подсолевых карбонатах девона — среднего карбона; редкие скопления УВ связаны также с отложениями палеогена и неогена.
Таблица 3. Сводная характеристика распределения типов ловушек в нефтегазоносных провинциях и областях Каспийского регионаTable 3. Summary characteristics of the distribution of trap types in oil and gas provinces and regions of the Caspian region
https://cdn.elpub.ru/assets/journals/geology/2022/4/hVDl5BMKozuNx2455N8UMDiNYMSMbWl6btZV0YUD.jpeg
Таблица 4. Распределение залежей в литолого-стратиграфических и комбинированных ловушках по стратиграфическим интервалам и нефтегазоносным областям Каспийского регионаTable 4. Distribution of deposits in lithological-stratigraphic and combined traps by stratigraphic intervals and oil and gas bearing areas of the Caspian region
https://cdn.elpub.ru/assets/journals/geology/2022/4/PKn83qFEztb3xuxo5pynygXkPsewB2XAWkw0Kvvj.jpeg
Астрахано-Калмыцкая НГО в границах рассматриваемого региона включает в свой состав 10 месторождений, среди которых, согласно изученным источникам, не выявлены ловушки и залежи литолого-стратиграфического или комбинированного типа.
Южно-Эмбенская НГО в границах региона включает 41 месторождение. Их флюидный состав представлен преимущественно нефтью. В двух месторождениях, относящихся к Прорвинской группе, присутствуют также газ и конденсат. Стратиграфический интервал продуктивности, как и в предыдущей НГО, охватывает весь мезозой от триаса до верхнего мела, а также отложения среднего-верхнего подсолевого палеозоя. В общем числе два — Доссор и Кошкар Южный — содержат залежи литологического типа, а одно — Искине — стратиграфически экранированную залежь. При этом залежи всех трех месторождений локализуются в ловушках, связанных с диапировыми (галокинетическими) структурами. Четыре месторождения (Тенгиз, Кашаган, Кашаган Юго-Западный, Актоты) этой области приурочены к ловушкам типа «биогенный выступ».
Таким образом, общая доля ловушек литолого-стратиграфического и комбинированного типов в данной области составляет около 17% от общего числа месторождений, а в пределах южной части Прикаспийской провинции, относящейся к Каспийскому региону в целом — до 14%.
В Южно-Каспийской нефтегазоносной провинции (см. табл. 3 и 4) рассмотрено распределение залежей и ловушек входящих в ее состав 112 месторождений, распределенных в шести нефтегазоносных областях. Абсолютное большинство месторождений здесь связано с плиоценовыми отложениями, в составе которых выделены две основные синхронные (средний плиоцен) нефтегазоносные толщи: Продуктивная в западной части провинции и Красноцветная в ее восточной части. Местами в число продуктивных включаются и более молодые (верхний плиоцен) отложения. Более древние нефтегазопродуктивные интервалы, включающие горизонты от верхнего мела до миоцена, установлены в Кобыстано-Куринской НГО.
В числе 65 месторождений Апшероно-Прибалханской НГО выявлено 5 месторождений, залежи которых относятся к литологическому типу, и 2 месторождения со стратиграфически экранированными залежами. Все эти месторождения локализуются в контурах брахиантиклинальных или куполовидных структур.
Из 17 рассмотренных месторождений Восточно-Азербайджанской НГО только одно, Дуванный-суша, связанное с антиклинальной ловушкой, содержит залежи литологического типа [19].
Аналогичная ситуация характерна для Западно-Туркменской НГО, где в составе газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений лишь одно — газоконденсатное Эрдекли, связанное с брахиантиклинальной ловушкой, содержит пять литологически экранированных залежей в верхнемиоценовых отложениях (акчагыл) [23].
В Кобыстано-Куринской НГО, включающей 14 нефтяных месторождений, 5 скоплений, связанных с антиклинальными ловушками, образованы залежами литологического типа (литологически ограниченные или литологически экранированные).
Таким образом, в целом в составе Южно-Каспийской провинции, согласно данным справочных источников и прочих публикаций, от 12 до 13% от общего числа открытых здесь месторождений связаны скомбинированными ловушками, образованными при участии литолого-стратиграфического и структурного факторов [13].
Литологические и палеогеографические условия, определяющие распространение на месторождениях Каспийского региона литолого-стратиграфических и комбинированных ловушек, оцененные на основании результатов, представлены на рисунке 1.
Как следует из приведенной схемы (см. рис. 4), в границах Южного Каспия их формирование в значительной степени связывается с песчаными и песчано-алевролитовыми комплексами неогеновых и неоген-четвертичных палеодельт и конусов выноса, а также зон развития турбидитов в их внешних зонах [10]. Пример развития таких комплексов в Южном Каспии представлен на рисунке 5.
Рис. 4. Литолого-формационные и палеогеографические условия зон развития литолого-стратиграфических и комбинированных ловушек и залежей на месторождениях УВ Каспийского региона.Условные обозначения: 1 — нефтегазоносные провинции перикратонных погружений и крупных альпийских впадин; 2 — нефтегазоносные провинции и области подвижных платформ; 3 — неперспективные области за пределами провинций; 4 — перспективные зоны в границах провинций; 5 — месторождения: а — нефти, б — газа и конденсата, в — смешанного состава; 6 — площади, не давшие положительного или коммерчески значимого результата; 7 — индексы: а — нефтегазоносных провинций, б — нефтегазоносных областей; 8 — границы: а — нефтегазоносных провинций, б — нефтегазоносных областей; 9 — границы государств и национальных зон морского недропользования, 10 — контуры зон распространения ловушек и залежей и индексы характерных условий. Индексы литолого-формационных и палеогеографических условий (цифры на схеме): коллекторы терригенных формаций: 1 — песчаные и песчано-алевритовые комплексы неогеновых и неоген-четвертичных палеодельт и конусов выноса, 2 — турбидитные песчаные и песчано-алевритовые комплексы внешних (дистальных) зон неогеновых и неоген-четвертичных палеодельт и конусов выноса, 3 — зоны палеоген-неогеновых устьевых участков палеодолин, подгорных песчано-глинистых молассовых шлейфов («седиментационных клиньев»), 4 — зоны проградирующей разгрузки юрских, меловых и палеогеновых потоков осадочного материала ниже внутренних уступов, террас, валообразных поднятий континентального шельфа, 5 — зоны мезозойских молассовых шлейфов в проградационно заполняемых и затопляемых орогенных и приорогенных впадинах и прогибах, 6 — разновозрастные платформенные аккумулятивные и эрозионно-аккумулятивные формы прибрежных мелководий и обособленных отмелей (бары, косы, береговые валы, плитные шлейфы, погребенные долины). Коллекторы карбонатных формаций: 7 — рифовые сооружения (коралловые, мшанковые рифы, ракушняковые банки)
Fig. 4. Lithological-formation and paleogeographic conditions of the zones of development of lithological-stratigraphic and combined traps and deposits in the hydrocarbon deposits of the Caspian region.Legend: 1 — oil and gas provinces of pericratonic dives and large alpine depressions; 2 — oil and gas provinces and areas of mobile platforms; 3 — unpromising areas outside the provinces; 4 — promising zones within the borders of provinces; 5 — deposits: a — oil, б — gas and condensate, в — mixed composition; 6 — areas that did not give a positive or commercially significant result; 7 — indexes: a — oil and gas provinces, б — oil and gas regions; 8 — borders: a — oil and gas provinces, б — oil and gas regions; 9 — borders of states and national zones of marine subsurface use, 10 — contours of zones of distribution of traps and deposits and indexes of characteristic conditions. Indices of lithological-formation and paleogeographic conditions (figures in the diagram): reservoirs of terrigenous formations: 1 — sand and sand-siltstone complexes of Neogene and Neogene-quaternary paleodelts and removal cones, 2 — turbidite sand and sand-siltstone complexes of external (distal) zones of Neogene and Neogene-quaternary paleodelts and removal cones, 3 — zones of Paleogene-Neogene estuaries of paleodolines, sub-mountain sandy-clay molasses plumes (“sedimentation wedges”), 4 — zones of progressive unloading of Jurassic, Cretaceous and Paleogene sedimentary material flows below internal ledges, terraces, shaft–like uplifts of the continental shelf, 5 — zones of Mesozoic molasses plumes in progradationally filled and flooded orogenic and near-orogenic depressions and deflections, 6 — platform accumulative and erosive-accumulative forms of coastal shallow waters and isolated shoals (bars, braids, coastal ramparts, slab plumes, buried valleys). Reservoirs of carbonate formations: 7 — reef structures (coral, mossy reefs, shell banks)
https://cdn.elpub.ru/assets/journals/geology/2022/4/2RqM1ISCcBmIgdNkcjp7rPZ9hpJn7VqPxVfdLPvj.jpeg
Рис. 5. Литолого-формационные районы плиоценовых отложений Южного Каспия и прилегающих территорий [9].Условные обозначения 1 — границы литолого-стратиграфических районов, подрайонов и зон; 2 — структурные или палеогеографические барьеры, препятствующие сносу обломочного материала; 3 — направления переноса обломочного материала. Цифровые индексы, районы: 1 — преобладания молассовых отложений (зоны: 1.1 — Терско-Каспийско-Дивичинская; 1.2 — Нижнекудринско-Талышская с присутствием туфогенных и вулкано-кластических комплексов, подзоны — а — Прикавказская, b — Куринская горно-долинная, с — Приталышская; 1.3 — Эльбурсская; 1.4 — Чикишлярская); 2 — Терско-Сулакского и Волго-Уральского палеодельтового комплекса (зоны: 2.1 — долинно-устьевая зона, 2.2 — проксимальная/вершинная, 2.3 — дистальная/периферийная); 3 — транзита обломочного материала плоскостного смыва и абразионного разрушения окраины приморского плато; 4 — Узбой-Гогранского палеодельтового комплекса (зоны: 4.1 — проксимальная/вершинная, 4.2 — дистальная/периферийная)
Fig. 5. Lithological-formation areas of Pliocene deposits of the Southern Caspian and adjacent territories [9].Symbols: 1 — boundaries of lithological-stratigraphic areas, subdistricts and zones; 2 — structural or paleogeographic barriers preventing the demolition of detrital material; 3 — directions of transfer of detrital material. Digital indexes, areas: 1 — predominance of molasses deposits (zones: 1.1 — Tersko-Kaspiysko-Divichinskaya; 1.2 — Nizhnekudrinsko-Talyshskaya with the presence of tufogenic and volcano-cluster complexes, subzones — a — Prikavkazskaya, b — Kurinskaya gorno-dolinnaya, c — Pritalyshskaya; 1.3 — Elbursa; 1.4 — Chikishlyar); 2 — Tersko-Sulak and Volga-Ural paleodelt complex (zones: 2.1 — valley-estuarine zone, 2.2 — proximal/vertex, 2.3 — distal/peripheral); 3 — transit of detrital material of planar flushing and abrasive destruction of the outskirts of the Primorsky plateau; 4 — Uzbek-Gogran paleodelt complex (zones: 4.1 — proximal/vertex, 4.2 — distal/peripheral)
https://cdn.elpub.ru/assets/journals/geology/2022/4/FgwjLu5shgld9nEd5EQkjaPHV1TIhnK74PMSxp92.jpeg
С устьевыми участками палеоген-неогеновых палеодолин и подгорными молассовыми шлейфами, в формировании которых участвует обломочный материал, выносимый этими долинами, связаны литолого-стратиграфические и комбинированные ловушки в межгорных и предгорных (краевых) прогибах альпийских складчато-орогенных систем и сопряженных платформенных зон [25].
В затопляемых приорогенных впадинах платформенной области Северо-Кавказско-Мангышлакской провинции и орогенных прогибах альпийских горно-складчатых сооружений образование литолого-стратиграфических и комбинированных ловушек определяется зонами проградирующих разгрузок юрских, меловых и палеогеновых потоков осадочного материала за бровками внутренних уступов и валообразных поднятий континентального шельфа, зонами мезозойских и кайнозойских молассовых шлейфов и проградационно заполняемых орогенных и прочих впадин складчато-орогенных систем.
ЗаключениеПреимущественно в платформенных шельфовых условиях и на локальных участках относительной стабилизации или слабых колебательных движений образование литолого-стратиграфических и комбинированных ловушек может быть связано с разнообразными аккумулятивными и эрозионно-аккумулятивными формами прибрежных и удаленных от берега обособленных мелководий [11]. Наконец, отдельные группы ловушек образуются в периоды относительной геодинамической стабилизации, в акваториях, где обеспечиваются условия карбонатонакопления и образования биогенных сооружений.
Сводные количественные характеристики типов ловушек в нефтегазоносных провинциях Каспийского региона, а также распределение залежей в литолого-стратиграфических и комбинированных ловушках по стратиграфическим интервалам представлены в таблицах 3 и 4.
Из таблиц следует, что доля литолого-стратиграфических и комбинированных ловушек в составе месторождений региона составляет немногим более 25% (см. табл. 3) [17]. При этом число залежей литологического, стратиграфического, литолого-стратиграфического типов и связанных с биогенными выступами превышает общее число литолого-стратиграфических и комбинированных ловушек (см. табл. 4), определяющих полный контур месторождения, что обусловлено наличием как однозалежных, так и многозалежных скоплений, локализованных в одной объединяющей их ловушке.
Доля собственно «неструктурных» ловушек, образование которых связано с действием седиментационных факторов (литологическое ограничение или экранирование, стратиграфическое экранирование, формирование биогерма — как формы и как резервуара), составляет около 5% от общего числа месторождений региона. Они представлены в основном теми классическими объектами, которые были изучены и описаны в этом регионе И.М. Губкиным, М.Ф. Мирчинком и другими исследователями, и, как показывает приведенный анализ, структурный фактор все же принимает косвенное участие в их формировании, определяя направление миграционных потоков УВ и объединяя отдельные скопления УВ в зоны нефтегазонакопления.
Существенное участие структурного фактора в формировании большинства комбинированных ловушек региона отчасти может объясняться высоким уровнем его тектоно-геодинамической активности в мезозое и кайнозое, которая была показана выше. Она обусловлена тесным соседством и взаимодействием молодой платформы и области альпийской и новейшей складчатости, с контрастными орогенными движениями и образованием высоких горных систем и глубочайших впадин. Это взаимодействие определяет не только разнообразие условий осадконакопления и формационного состава, размывов и несогласий в прилегающих к орогенным системам областях подвижной платформы, но также движения и структурообразование в этих областях как на уровне блоков и глыб фундамента, так и на уровне осадочного чехла, как это было показано в предыдущих разделах данного проекта [18]. Надо полагать, что в геодинамически более спокойных, удаленных от зон активной геодинамики и тектогенеза платформенных регионах роль «неструктурных» ловушек, образование которых контролируется преимущественно или исключительно седиментационными (литологическими, стратиграфическими) факторами в формировании месторождений УВ, может быть более существенной.
Еще одной причиной относительно небольшой доли «неструктурных» ловушек, определяющих полную конфигурацию скопления УВ в составе месторождений региона, является, очевидно, установившаяся стратегия и тактика поисков УВ, которая ориентируется на поиски «локальных поднятий» как главных объектов, определяющих результативность [24]. Этапы геофизических поисков, относительно просты для определения их геометрических параметров, последующей ресурсной оценки и планирования дальнейших геолого-разведочных работ.
Совершенствование геофизических методов, технологий сбора и обработки информации, уже сегодня позволяющих получать достаточно детальную картину объемной (3D) структуры геологического разреза, очевидно, будет способствовать увеличению числа «неструктурных» ловушек в нефтегазоперспективных объектах региона.