Региональная геология

Оглавление
Введение…………………………………………………………………….…….3
1. Литолого-стратиграфическая характеристика разреза….…………..……..5
2. Общая геоструктурная характеристика…………………………………….15
3. Современный структурный план………………………….….......................24
Заключение……………………………………………………………..……….38
Список литературы…………………………………………………...………....44

К западу терраса постепенно выполаживается и переходит в моноклиналь. На юго-востоке терраса сочленяется с северным бортом Сегендыкской депрессии, которая раскрывается в юго-западном направлении.
Центральная часть Терско-Каспийского передового прогиба характеризуется сложным блоковым строением, с многочисленными высокоамплитудными депрессиями и разделяющими их седловинами. Прогиб выполнен отложениями от юрских до антропогеновых, причем отложения в интервале от верхнего олигоцена (майкопа) до четвертичных, слагают значительную часть разреза. Западная часть прогиба имеет широтное простирание и в приосевой его части осложнена высокоамплитудной блоковой структурой передовых хребтов (Терская, Сунженская и Притеречная антиклинальные зоны).
Южный и западный борта Терско-Каспийского прогиба имеют сложное покровно-надвиговое строение и являются поясом передовых складок Восточного Кавказа. Севернее Дагестанского пояса надвигов и в их поднадвиге находится автохтонное мезозойское основание Терско-Каспийского прогиба .
В пределах Дагестанского клина в мезозойско-кайнозойских отложениях выявлена Нараттюбинская складчато-надвиговая зона, а в южной части Предгорной ступени – Западная и Восточная антиклинальные зоны. К востоку от последней, по геофизическим данным в прибрежной части Южного Дагестана прослеживается Приморская антиклинальная зона. По мезозойско-эоценовым отложениям здесь выделяется цепочка брахиантиклиналей амплитудой до первых сотен метров. Эти поднятия прослеживаются в юго-восточном направлении, субпараллельно Восточной антиклинальной зоне (Ачису-море, Инчхе-море, Избербаш, Берикей-море, Дузлак-море, Дербент-море и др.). Самая южная и наиболее приподнятая складка этой зоны - Усть-Самурское поднятие, частично расположенное на суше.
К югу и востоку от Терско-Каспийского прогиба выделяется крупная приподнятая зона, протягивающаяся от устья р. Самур до мыса Песчаный. В западной части этой зоны выделяется Ялама-Самурское поднятие, а к северо-востоку от нее – Центральное. Подошва платформенного чехла в сводах поднятий залегает на глубине около 4,0 км. Восточнее Центрального поднятия обособляется Песчаномысско-Ракушечный свод, с глубиной залегания подошвы юрских отложений от 3,5 до 3,0 км. Южный склон приподнятой зоны сочленяется с Северо-Апшеронской впадиной.
Верхний (неоген-четвертичный) структурный этаж представлен структурной картой по кровле чокракских отложений. Указанные отложения имеют ограниченное распространение и развиты только в западной части акватории Каспия и на его западном обрамлении. Отмечается общее погружение их к осевой зоне Терско-Каспийского прогиба, где глубина их залегания превышает 4000 м. Наиболее погруженная часть Сулакской депрессии несколько смещается к северо-востоку по отношению к юрской поверхности. Структурный план в целом выполаживается и упрощается.
В толще среднемиоцен-четвертичного комплекса отложений отмечается ряд несогласий, обусловленных неоднократными колебаниями уровня моря, на фоне тенденции к сокращению площади морского бассейна. Унаследованное формирование большинства крупных тектонических элементов платформенного чехла находит прямое отражение в распределении толщин неоген-четвертичных отложений, однако темпы структурной дифференциации значительно снижены.
Таким образом, в структуре осадочного чехла акватории Каспия находят отражение все наиболее крупные тектонические элементы, выделяемые на уровне фундамента (Каспийско-Мангышлакская приподнятая зона – морское продолжение кряжа Карпинского, Терско-Каспийский передовой прогиб, Самурско-Песчаномысская приподнятая зона) и составляющие их более мелкие структурные элементы.
К настоящему времени в осадочном чехле Российского сектора акватории Каспийского моря сейсморазведкой выявлено значительное количество перспективных структур, девять из которых подготовлены к поисковому бурению (Хвалынская, Ракушечная, Кулалинская и др.).
Анализ размещения выявленных структур показывает на закономерную приуроченность их к приподнятым тектоническим элементам, а в их пределах – к антиклинальным зонам. Как уже отмечалось, Кулалинская структура располагается на юго-восточном продолжении Полдневского вала, а на востоке сочленяется с Бузачинским сводом, осложненным Каражанбасской и Каламкасско-Каратурунской антиклинальными зонами с установленной нефтегазоносностью в юрских и меловых отложениях.
Структуры Ракушечная и Широтная (месторождение им. Ю. Корчагина) являются морским продолжением Камышанско-Каспийской антиклинальной зоны с доказанной нефтегазоносностью юрских и меловых отложений, а на востоке через седловину сочленяется с Тюб-Караганской антиклинальной зоной с установленной нефтеносностью альбских отложений (Тюбеджик, Жангурши).
Морским продолжением Беке-Башкудукского вала являются структуры Аралда-море, Скалистая, Южно-Скалистая, Аралда-море-Восточная и др.). Поисковое бурение выполнено на структурах Аралда-море и Скалистая. На первой из них опробованы верхнеюрские, нижнемеловые и палеогеновые отложения, где получены притоки пластовой воды. На структуре Скалистая из отложений апта получен слабый приток нефти (Qн = 3м3/сут.). Остальные структуры представляют поисковый интерес.
Хвалынская структурная терраса, осложненная локальными структурами (Хвалынская, Сарматская и др.) по тектонической позиции аналогична Жетыбай-Узеньской ступени и, возможно, является ее западным продолжением.
Терско-Каспийский передовой прогиб в его наиболее погруженной части акватории Каспия представлен Терско-Сулакской и Южно-Дангестанской депрессиями, которые разделены Восточно-Сулакским валом. Последний ориентирован под прямым углом к Дагестанскому клину и выражен на всех уровнях осадочного чехла. Глубина залегания чокракских отложений в пределах вала составляет 3100 м. В фундаменте валу соответствует крупноамплитудный грабен, с глубиной погружения поверхности фундамента свыше 18,0 км. Восточнее вал прослеживается в виде структурного носа, осложняющего моноклиналь. Отдельные локальные структуры, выделяемые в пределах вала, имеют небольшие размеры и амплитуды.
Приморская антиклинальная зона, протягивающаяся вдоль западного побережья Каспия к югу от Дагестанского клина, включает цепочку выявленных в мезозойско-эоценовых отложениях локальных структур (Берикей-море, Дузлак-море, Дагестанские Огни-море и др.). По аналогии с Восточной, Западной и Нараттюбинской антиклиналтными зонами промышленная нефтегазоносность структур связывается с верхнеюрско-неокомским, апт-альбским. верхнемеловым, палеогеновым и среднемиоценовым комплексами отложений. К настоящему времени здесь открыты месторождения Инчхе-море и Избербаш. Залежи нефти и газа связаны с песчаными пластами в чокракских отложениях, общая толщина которых составляет 900 м. На структуре Избербаш продуктивны также верхнемеловые отложения (нефтегазоконденсат).
Размеры структуры Избербаш составляют 13,0 ( 4,4 км, амплитуда – 300 м, Инчхе-море – 9,0 ( 3,0 км.
Крупная приподнятая зона, протягивающаяся от р. Самур на мыс Песчаный, осложнена тремя крупными сводовыми поднятиями: Ялама-Самурским, Центральным и Песчаномысско-Ракушечным. Последнее имеет две вершины, осложненные локальными структурами. Промышленная нефтегазоносность меловых, юрских и триасовых отложений установлена на ряде площадей Песчаномысско-Ракушечного свода (Атамбай, Сортобе, Оймаша, Сев. Карагие, Алатюбе, Ракушечное). Залежи пластовые сводовые, тектонически экранированные. На месторождении Оймаша доказана промышленная нефтегазоносность палеозойского фундамента, где залежь нефти связана с корой выветривания.
Поисковое бурение выполнено также в акватории Каспия на Ракушечной и Западно-Ракушечной структурах, где опробованы меловые юрские и триасовые отложения. Получены притоки пластовой воды с газом.
Основные перспективы нефтегазоносности приподнятой зоны связываются с Ялама-Самурским и Центральным поднятиями. Предполагается также широкое развитие ловушек неструктурного типа (тектонически, стратиграфически и литологически экранированные).
Таким образом, геолого-структурный анализ акватории Северного и Среднего Каспия и его обрамлений позволяет наметить основные зоны возможного нефтегазонакопления антиклинального типа. В акватории Российского сектора Каспия к ним относятся Полдневско-Бузачинская, Каспийско-Тюб-Караганская, Приморская, Восточно-Сулакская антиклинальные зоны и два сводовых поднятия: Ялама-Самурское и Центральное.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Среди критериев научно-обоснованного прогнозирования нефтегазоносности недр и обеспечения высокоэффективного ведения поисково-разведочных работ на нефть и газ важнейшая роль принадлежит палеотектонике.
Анализ современного структурного плана по различным горизонтам осадочного чехла свидетельствует, что основными структурными элементами в мезозойско-кайнозойском комплексе отложений являются Карпинско-Мангышлакская и Самурско-Песчаномысская приподнятые зоны и разделяющая их Терско-Сулакская депрессия с ее северным и восточным склонами, Кизлярским и Сегендыкским прогибами.
Устанавливается унаследованное развитие основных геолого-структурных элементов осадочного чехла в юрско-раннемиоценовое время, которое явилось, по-видимому, продолжением однонаправленных тектонических движений более ранних эпох.
На фоне регионального погружения акватории Каспия в мезозойско-кайнозойское время Карпинско-Мангышлакская и Самурско-Песчаномысская зоны оставались относительно приподнятыми по сравнению с разделяющей их депрессионной зоной. В пределах последней выделяются три центра наибольшего погружения (с запада на восток): Восточно-Сулакский рифт, Южно-Хвалынская депрессия (к юго-западу от Хвалынской площади) и Сегендыкский прогиб. Вдоль западного побережья Каспия располагался Кизлярский прогиб, раскрывающийся в южном направлении.
Многочисленные трансгрессивно-регрессивные циклы, проявившиеся на рубежах геологических систем и отделов не внесли сколько-нибудь значительных изменений в соотношение структурных планов в указанном стратиграфическом диапазоне. Наиболее существенная структурная перестройка произошла в предсреднемиоценовое время, обусловленная процессами горообразования в альпийской складчатой зоне Большого Кавказа. Связанное с этими процессами заложение и активное погружение Терско-Каспийского прогиба обусловило региональный наклон прилегающей к нему с востока территории к центральной, наиболее погруженной части Терско-Сулакской депрессии.
На примере подготовленных к поисковому бурению локальных структур (Кулалинская, Ялама-Самур и др.) установлено, что заложение локальных поднятий Карпинско-Мангышлакской приподнятой зоны относится, по крайней мере, к раннемеловому времени (Кулалинская, Широтная, Ракушечная).
Начало формирования поднятия Ялама-Самур относится, по-видимому, к ранней юре, а структуры Центральная – к позднему мелу. Структура Хвалынская приобрела морфологическую выраженность в раннемеловое время. Размеры и амплитуды близкие к современным все указанные структуры приобрели в предсреднемиоценовое время, вследствие регионального перекоса накопившихся толщ в сторону активно формирующегося Терско-Каспийского прогиба и усиления дифференцированных тектонических движений.
С угловым и стратиграфическим несогласием юрско-нижнемиоценовая толща перекрывается неоген-четвертичными отложениями, образующими верхний структурный этаж. Однако распределение их толщин свидетельствует об унаследованном, в целом, развитии основных структурных элементов юрско-нижнемиценового структурного этажа в неоген-четвертичное время.
Анализ карт накопленных толщин от кровли триаса, последовательно, до кровли чокракских отложений, дают возможность определить зоны максимального погружения на определенный период геологической истории региона и время достижения нефтематеринскими породами очагов генерации УВ. При последовательном прослеживании масштабов погружений установлено, что нижне-среднеюрские нефтегазоматеринские породы достигли зоны нефтеобразования (гл. 2200 – 3800 м) в наиболее погруженных участках к концу позднемелового времени и оставались в этой зоне до конца нижнего миоцена.
К концу раннемиоценового времени в главную зону нефтеобразования на значительной части территории погрузились и нижнемеловые апт-альбские нефтегазоматеринские породы, а юрская нефтегазоматеринская толща достигла главной зоны газообразования в наиболее погруженных зонах. Активизация тектонических движений на границе раннего и среднего миоцена способствовала ускорению процессов генерации УВ с одной стороны и обеспечила пути их миграции в сформированные к тому времени локальные структуры (зоны нефтегазонакопления). Таким образом, все локальные структуры, сформированные в зонах нефтегазообразования или по их периферии к концу раннемиоценового времени будут продуктивными, так как сколько-нибудь значительных структуроформирующих движений, которые могли бы разрушить образовавшиеся месторождения, не происходило. Вопрос о фазовом состоянии сформировавшихся в этот момент залежей зависит от характера органического вещества в нефтематеринских отложениях.
Палеотектоническая и палеогеографическая обстановка осадконакопления в мезозойско-кайнозойское время позволяет предполагать широкое развитие песчаных толщ, связанных с формированием авандельт, подводных песчаных отмелей, конусов выноса, баров и других форм в нижнесреднеюрских, нижнемеловых, майкопских и чокракских отложениях. В эпохи карбонатонакопления (поздняя юра, поздний мел, палеоцен-эоцен) широкое развитие получали процессы рифообразования. На основе палеотектонических исследований, дополненных палеогеографическими реконструкциями, в Российском секторе акватории Каспия предварительно намечены зоны возможного развития неструктурных ловушек различного типа.
Зоны развития ловушек неструктурного типа в чокракских и майкопских отложениях (подводные песчаные валы, вдольбереговые бары) выявлены в пределах Западно-Каспийской моноклинали и южной части Терско-Сулакской депрессии. Глубина залегания возможно продуктивных горизонтов составляет от 1200 до 3000 м для чокракских и от 1400 до 3600 м для майкопских отложений. Глубина моря в пределах указанных зон не превышает 100 м.
Для подготовки первоочередных поисковых объектов в этих отложениях необходимо выполнить сейсмофациальный анализ по имеющимся временным сейсмическим разрезам, что позволит уточнить положение выявленных зон и наметить наиболее крупные ловушки.
Зоны развития неструктурных ловушек в палеоцен-эоценовых отложениях (предположительно рифогенные) отмечены на восточной периферии Широтного поднятия и на участке Хвалынской структуры. Небольшая глубина залегания возможно продуктивных горизонтов (700-2000 м), при глубине моря до 30 м, определяют поисковую привлекательность указанных объектов, особенно с учетом их расположения в зоне активного проведения поисково-разведочных работ. Возможность наличия рифогенных структур в палеоцен-эоценовых отложениях следует учитывать при заложении и проводке новых поисковых скважин на более глубокие (юрско-меловые) горизонты.
Верхнемеловые, возможно рифогенные, объекты прогнозируются в пределах Карпинско-Мангышлакской зоны поднятий, Южной ступени и Хвалынской структурной террасы, где глубина их залегания изменяется от 700 до 3000 м, при глубине моря до 30 м. Крупная зона развития рифогенных ловушек в отложениях верхнего мела намечена вдоль южного склона Средне-Каспийской системы поднятий. Глубина залегания кровли верхнемеловых отложений составляет от 1600 до 2100 м, а глубина моря свыше 500 м.
Зоны развития литологических ловушек в нижнемеловых отложениях (авандельты, конуса выноса и др.) приурочены к Хвалынской ступени (глубина залегания от 2000 до 3700 м), Западно-Каспийской моноклинали (2400-4200 м), Терско-Сулакской депрессии (до 6300 м) и Средне-Каспийской системе поднятий (поднятие Центральное и его периферия).
Для уточнения положения зон развития неструктурных ловушек в меловых отложениях и выделения наиболее крупных поисковых объектов, необходимо проведение сейсмофациальных исследований по системе отработанных сейсмических профилей, в первую очередь, в зоне Центрального поднятия, Западно-Каспийской моноклинали (до глубин 4500 м), Карпинско-Мангышлакского сложного вала и на Хвалынской ступени.
Верхнеюрские, предположительно рифогенные зоны, в палеоплане приурочены к тектоническим ступеням и сводам конседиментационных поднятий и широко распространены в пределах Карпинско-Мангышлакского сложного вала, и на Хвалынской структурной террасе (глубина залегания кровли не превышает 4000 м). Протяженная зона рифогенных структур намечена на восточном продолжении Восточно-Сулакского вала (глубина от 2500 до 5000 м и более).
Наиболее крупные зоны развития литологических ловушек (авандельты, бары, конусы выноса и др.) в нижнее-среднеюрских отложениях намечаются в пределах Хвалынской структурной террасы (глубина подошвы юрских отложений изменяется от 3500 до 5600 м), по периферии Центрального и Ялама-Самурского поднятий (глубина подошвы до 4500 м) и севернее Восточно-Сулакского вала (глубина свыше 6500 м).
Таким образом исходя из глубин залегания возможных продуктивных комплексов, планового положения зон неструктурных ловушек, выделяемых на различных уровнях осадочного чехла, толщин анализируемых комплексов, наибольший поисковый интерес на современном этапе изученности представляют зоны развития неантиклинальных ловушек в юрских и меловых отложениях Карпинско-Мангышлакского сложного вала, Хвалынской структурной террасы, Западно-Каспийской моноклинали и Самурско-Центрально-Каспийской приподнятой зоны (на участке от Восточно-Сулакского вала до Центрального поднятия). Указанные зоны рекомендуются в качестве первоочередных для проведения сейсмофациальных исследований по системе ранее отработанных сейсмических профилей. Предлагаемые исследования необходимо дополнить региональными палеотектоническими и палеогеографическими реконструкциями акватории Северного и Среднего Каспия и его обрамлений.
Важнейшими задачами дальнейших исследований являются уточнение существующих структурных карт (особенно на участках акватории слабо изученных сейсморазведкой), выявление зон развития неструктурных ловушек различного типа, в первую очередь, на основе палеотектонических и палеогеографических реконструкций в комплексе с материалами сейсморазведки. В палеотектоническом отношении, задачами дальнейших исследований являются изучение истории формирования зон развития неструктурных ловушек и отдельных объектов, установление их пространственно-временных соотношений с очагами генерации УВ, а также изучение палеотектонических факторов, определяющих формирование зон нефтегазонакопления (скорость прогибания бассейнов, время формирования структурных и неструктурных ловушек, палеоструктурные перестройки и т. д.), и определение палеотектонических критериев прогноза нефтегазоносности выявленных зон и локальных объектов.
Важнейшей задачей является повышение достоверности палеотектонических исследований за счет широкого привлечения к анализу материалов современной сейсморазведки и, в первую очередь, временных сейсмических разрезов, которыми авторы настоящего отчета не располагают.
Одной из важнейших задач на ближайшую перспективу остается изучение и оценка перспектив нефтегазоносности отложений переходного комплекса, перспективы нефтегазоносности которого доказаны на западном и восточном обрамлениях Каспия.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
Алексин А.Г., Юдин Г.Т. и др. Литологические и стратиграфические залежи нефти и газа Предкавказья. - М.: Наука, 1970. - 113 с.
Савельева Л.М. Литолого-стратиграфическая характеристика пермских и триасовых отложений Предкавказья и Крыма // Геологическое строение и нефтегазоносность молодых платформ. М.: Наука, 1970. С.54-68.
Савельева Л.М. Триас Восточного Предкавказья.- М.: Наука, 1978.- 91с.
Гурова А.Д., Банковский С.Ю. Триасовая система. // Стратиграфия, тектоника и нефтегазоносность Северного Кавказа и Крыма. / Тр. ВНИГНИ., 1969. - Вып. LXXI. - С.16-19.
Жидовинов С.Н. Триас Прикаспийского региона (стратиграфия, двустворчатые и брюхоногие моллюски, палеогеография). – М.: Изд. ИГиРГИ, 1998. - 311 с.
Алиханов Э.Н. Нефтегазоносность Каспийского моря. - М.: Недра, 1977. –272 с.
Иваницкая В.Б., Сарычева А.И. Юрская система // Геология СССР. Т.XLVI. 1970. - С. 255-289.
Плотников М.С., Мирзоев Д.А., Беньяминов И.Б. и др. Корреляция, номенклатура и нефтегазоносность пластов-коллекторов юрских и нижнемеловых отложений Восточного Предкавказья. - Махачкала, 1968. - 43 с.
Алиев А.А., Крылов Н.А., Генкина Р.З. и др. Юра Юга СССР/ М.: Наука, 1983. - 208 с.
Алиев М.М., Павлова М.М., Смирнов Ю.П. и др. Меловые отложения обрамления Каспийского моря / М.: Наука, 1980. - 243 с.
Стратиграфия, тектоника и нефтегазоносность Северного Кавказа и Крыма. // Тр. ВНИГНИ/ 1969. - Вып. LXXI. - 240 с.
Мовшович Э.Б. Стратиграфическое расчленение и сопоставление разрезов нижнемеловых отложений Астраханского Прикаспия // Палеонтология и стратиграфия нефтегазоносных областей СССР / М.: Изд. АН СССР, 1963.- С. 133-148.
Алиев М.М., Друщиц В.В., Крылов Н.А. и др. Нижний мел Юга СССР / М.: Наука, 1985. - 223 с.
Карнаухов И.Б., Пославская Г.Г. Меловая система. Нижний отдел. // Геология СССР/ Т.XLVI. - С. 287-317.
М.М.Алиев, Н.А.Крылов, М.М.Павлова и др. Верхний мел Юга СССР / М.: Наука, 1986. - 232 с.
Морозов Н.С., Орехова В.М. Меловая система. Верхний отдел. // Геология СССР / Т.XLVI. - С. 318-361.
Бабич Д.А., Долицкая И.В., Орехова В.М. и др. Стратиграфия верхнемеловых отложений Калмыцкой АССР и Астраханской области. // Тр. ВНИГНИ/ М.: Недра. - 1971.- Вып. LXXXIV. - С. 83-93.
Шуцкая Е.К. Стратиграфия и фации нижнего палеогена Предкавказья / М., 1960. - 104 с.
Шарафутдинов В.Ф., Шарафутдинов Ф.Г., Магомедов А.Х. Геология и перспективы нефтегазоносности олигоцен-нижнемиоценовых отложений Дагестана / Махачкала; Дагестанское книжное издательство, 1999. - Глава 2. - С. 22-44.
Стратиграфия СССР. Неогеновая система (полутом I)/ М.:Недра,1986. -420 с.
Геология и нефтегазоносность мезозоя Предкавказья / М.:Наука, 1978.- 88 с.
32. Летавин А.И., Орел В.Е., Чернышев С.М. и др. Тектоника и нефтегазоносность Северного Кавказа / АН СССР; ИГиРГИ ; М.: Наука, 1987.
Летавин А.И. Основные черты строения палеозойского фундамента западной части Туранской плиты// Геологическое строение и нефтеносность молодых платформ/ М.: Наука. - 1970. - С. 12-26.
3