Введение Перспективы нефтегазоносности палеозойских отложений Северо-Западного Прикаспия подтверждаются новыми геолого-геофизическими, геохимическими материалами и открытием многочисленных скоплений углеводородов (УВ) в подсолевом мегакомплексе, например на Табаковской, Правобережной, Заволжской, Володаровской, Джакуевской, Николаевской, Еленовской площадях [1]. В связи с новыми положительными результатами интерес к изучению подсолевого мегакомплекса не угасает. Это обусловлено рядом положительных факторов. Наиболее значимыми являются геохимический, гидродинамический, термобарический. Геохимические показатели нефтегазоносности Главными нефтегазопроизводящими породами в подсолевых продуктивных комплексах являются терригенные и карбонатные. Исследования этих комплексов в пределах Северо-Западного Прикаспия указывают на хорошие геохимические показатели. Подсолевой девонско-каменноугольный комплекс содержит большое количество органических веществ, пропитан флюидами в виде углеводородных газов (в основном СН4), сероводорода, радона, гелия. Выявлены продукты деструкции нефти - высокометаморфизированные твёрдые битумы, преимущественно сапропелевого и гумусовосапропелевого типов, которые составляют более 90 % нерастворимого в соляной кислоте (HCl) остатка [2]. Данные люминесцентно-битуминологических исследований каменноугольных образований указывают на способность соответствующего типа пород генерировать УВ при благоприятных термобарических условиях. По всему скрытому разрезу каменноугольных отложений отмечено содержание хлороформенного битумоида (ХБ) от 0,02 %, при этом максимальные значения концентрации ХБ фиксировались в среднекаменноугольных образованиях (от 0,08 до 0,235 %). Концентрации спиртобензольного битумоида (СББ) в отложениях нижнего карбона находятся в пределах от 0,0025 до 0,02 %. Наиболее высокие концентрации СББ отмечены на глубине 4270 м (скв. Долгожданная 2) - 0,64 %. Концентрации остальных органических веществ составляют: гуминовых кислот - 0,000156-0,02 %, органического углерода - 0,34-0,93 [3]. Отложения нижней перми изучены на Пионерском, Светлошаринском, Ширяевском и Долгожданном поднятиях. Содержание ХБ - 0,156-0,235 %, СББ - 0,04 %, гуминового вещества - 0,000156 %, органического углерода - 0,42-2,09 % [1]. По результатам геохимических исследований кернов скважин Володарская 2 и Девонская 2 установлены нефтепроизводящие и нефтематеринские породы, что объясняет формирование залежей УВ за счёт вертикально восходящей миграции флюидов и миграции из сопредельных территорий. Определены границы между главной зоной нефтеобразования и главной зоной газообразования. Нижняя граница существования жидких углеводородов установлена на глубинах 5600-5700 м [4]. Термобарические и гидродинамические показатели К гидродинамическим критериям нефтегазоносности относятся показатели процессов водообмена, скорость движения подземных вод, гидрогеологическая закрытость недр, пластовое давление и температура. Гидродинамические особенности девонско-каменноугольного комплекса определяются элизионным гидродинамическим режимом, при котором водообмен обусловливается непрерывными процессами эмиграции вод из центральной части Прикаспийской впадины к бортовым дислокациям, где происходит их скрытая разгрузка. Центральная часть Прикаспийской впадины является областью питания элизионных вод, где поровое давление сопоставимо с гидростатическим, что и является причиной миграции высоконапорных (пережатых) флюидов нефти, газа и воды к резервуарам периферии впадины [4]. Внутри флюидосистемы подсолевого этажа пластовое давление изменяется в соответствии с аномальными гидростатическими градиентами, что, по сути, является показателем высокой концентрации УВ в ловушках. Коэффициенты аномальности пластового давления изменяются в пределах от 1,00 до 2,03 [5]. Численные значения аномально высокого пластового давления в девонско-каменноугольном комплексе характеризует степень гидрогеологической закрытости недр и благоприятные условия формирования залежей газа, газоконденсата и нефти [5]. С возрастанием глубины пластовое давление увеличивается. Так, в скв. 5 Астраханская пластовое давление (около 4100 м) составляет 61,7 МПа, а в скв. 1 на глубине 4755 м - 68,7 МПа [6]. Одним из основных факторов генерации УВ из нефтегазоматеринских толщ является палеотемпература. По мнению некоторых исследователей (И. И. Аммосов, В. И. Горшков), промышленная нефтегазоносность осадочных отложений встречается при палеотемпературе до 200 °С. Отложения, в которых палеотемпература поднималась выше 200 °С, находятся в «мертвой» зоне (некрозоне). Высокомолекулярные жидкие УВ при температуре больше 200 °С считаются неустойчивыми. В этой зоне содержатся лишь газообразные УВ, но ремиграция нефти в трещинные коллекторы остывших блоков возможна. Основные запасы жидких УВ отмечают в диапазоне 95-175 °С. Главная зона газообразования совпадает с палеотемпературой 160-220 °С [7]. Значения температуры находятся в прямой зависимости от пластового давления, т. е. чем выше давление, тем больше должна быть температура, при которой могут протекать процессы катагенеза (рис.). Так, на рисунке приведена зависимость значений палеотемпературы от коэффициента аномальности пластовых давлений. Здесь же выделена область термобарических условий тектонического элемента Северо-Западного Прикаспия - Астраханского свода. По данным современных температур условно нанесены залежи первичных конденсатов. Шкалы современных и палеотемператур совмещены в [8]. Зоны газонефтегенерации на Астраханском своде и в пределах Прикаспийской впадины; Астраханский карбонатный массив, 2008 г.: 1 - нефть; 2 - газ; 3 - первичный конденсат; 4 - вторичный газоконденсат; 5 - область термобарических условий генерации в пределах Астраханского карбонатного массива в целом и для отдельных его частей и различных стратиграфических комплексов: а - башкирско-визейского на юге; б - башкирско-визейского на юго-западе; в - башкирско-визейского на западе; г - среднедевонско-франского Значения пластовой температуры среднекаменноугольных отложений Астраханского свода изменяются от 101 до 128 °С, палеотемпературы - от 120 до 140 °С. Коэффициент аномальности пластового давления находится в пределах 1,6-1,7 [8]. Эти термобарические показатели отвечают этапу среднего катагенеза генерации УВ. В нижнекаменноугольно-девонской толще значения пластовой температуры составляют 110-180 °С, палеотемпературы - от 145 до 175 °С [8, 9]. Значения палеотемпературы свидетельствуют о том, что девонские отложения находились в главной зоне нефтеобразования, в некоторых более погружённых частях они вошли в главную зону газообразования, где активно протекали процессы газообразования [1]. Такие геотермические условия тесно связаны с литофациальным, литологическим составом пород. Наименьшее удельное сопротивление и наибольшую теплопроводность имеют плотные карбонатные породы - известняки, доломиты, соли. Высокой теплопроводностью обладают пористые известняки, песчаники, сланцы. Мощная толща галогенных пород непосредственно влияет на распределение теплового потока. Наличие соленосной покрышки кунгурского яруса, обладающей избыточной теплопроводностью и изолирующей способностью, способствует быстрому прохождению теплового потока через соляные тела, а терригенные породы являются своего рода экраном для теплового потока [10]. Выводы Таким образом, вышеперечисленные геохимические, термобарические, гидродинамические показатели подтверждают перспективы нефтегазоносности палеозоя Северо-Западного Прикаспия и дают обоснование дальнейшего проведения геолого-разведочных работ.
