Содержание
Введение………………………………………………………………………………….3

         Общие сведения о Прикаспийской нефтегазоносной провинции…………………....4

Нефтеносность…………………………………………………………………………...4

Перспективы освоения Российского сектора Каспийского моря…………….………8

Заключение……………………………………………………………………………...11

Список литературы……………………………………………………………….…….12
Введение
Прикаспийская нефтегазоносная провинция является одной из крупнейших в нашей стране, она располагает большими возможностя­ми для открытия крупных зон нефте газонакопления и отдельных мес­торождений в подсолевом комплексе. Несмотря на невысокую изучен­ность, здесь уже обнаружено несколько крупных и уникальных газо-конденсатных и нефтяных месторождений, еще большими прогнозны­ми запасами она обладает.

В обозримом будущем Каспий по запасам энергоносителей не сможет конкурировать с нефтяными ресурсами Персидского залива или огромными газовыми месторождениями Севера европейской части России и Сибири.

Каспийский регион наряду с Североафриканскими странами  и Россией может стать одним из основных поставщиков газа в Европу, после прогнозируемого истощения месторождений Северного моря. Поэтому разведка и освоение месторождений Прикаспийского осадочного бассейна являются важными геологическими задачами, которые решаются в настоящее время.
Общие сведения о Прикаспийской нефтегазоносной провинции

Прикаспийская нефтегазоносная провинция расположена в юго-восточной части Восточно-Европейской платформы в преде­лах Уральской, Гурьевской, Мангышлакской и Актюбинском об­ластей Казахстана, Волгоградской, Саратовской, Оренбургской, Астраханской областей и Калмыкии Российской Федерации и се­верной части шельфа Каспийского моря. Общая площадь провин­ции 500 тыс, км², в том числе в России 120 тыс. км²

В тектоническом отношении (рис. 52) Прикаспийская провинция приурочена к одноименной мегасинеклизе в юго-восточной глубоко погруженной части Восточно-Европейской платформы, выполненной осадочным чехлом огромной мощности — до 22 км. Объем осадков, выполняющих впадину, превышает 4 млн км³, из них палеозойские отложения составляют 60%, мезозойские — 30% и кайнозойские — 10%.

Прикаспийская мегасинеклиза является крупнейшей назем­ном шаре областью развития соляной тектоники. Соль кунгурского возраста в виде соляных куполов, гребней, валов, мас­сивов иногда достигающих огромных размеров (1000- 1500 м прорывает многокилометровую (8 — 9 км) толщу вышележащих отложений и часто выходит на поверхность, иногда образуя соля­ные озера, разрушая имевшиеся залежи нефти и газа и создавав новые в надсолевом этаже. Общее число соляных структур пре­вышает 1700. Подсолевые отложения, которые являются основным объектом нефтегазодобычи, залегают на больших глубинах и изу­чены бурением лишь в бортовых частях провинции.

Фундамент мегасинеклизы докембрийский гетерогенный архейско-протерозойский, в отдельных районах возможно байкальский. Глубина залегания его поверхности на севере и западе 7 7,5 км, на юге и востоке 6 - 7 км, в зонах поднятий и на Астраханскомсводе 7,5-8 кми до 9-10 км в разделяющих седловинах. От бортов синеклизы фундамент уступами погружается к центральной части до глубины 18-22 км. Мощность осадочного чехла по геофизическим данным 20-22 км. Максимальная мощность пород палеозоя – 13 км, мезозоя -4,5 км, кайнозоя-3,5 км.

Морские отложения занимают свыше 90% разреза, среди них карбонатных пород 20-25%[3]

Нефтеносность.


Первые месторождения нефти в Эмбинской области были извес­тны еще в XIX веке. К настоящему времени в Прикаспийской нефте­газоносной провинции открыто свыше ста двадцати месторождений: 60 нефтяных, 22 нефтегазовых, 11 нефтегазоконденсатных, 7газокон-денсатньгх, 18 газовых, среди которых такие гигантские по геологи­ческим запасам, как Тенгизское (нефтяное), Карачаганакское (газоконденсатное), Астраханс­кое (газоконденсатное) и др.

Прикаспийской провинции в надсолевом комплексе залежи пласто­вые сводовые полного контура, экранированные соляным штоком, сбросами в своде и на периферии, плоскостью несогласия в подо­шве трансгрессивного комплекса, реже литологически ограничен­ные. В подсолевых отложениях залежи массивные, массивно пласто­вые, пластовые, изредка с литологическими ограничениями. На мес­торождениях количество продуктивных залежей варьируется в ши­роких пределах, от единиц до нескольких десятков.

На основании данных геофизических исследований и буре­ния проведено нефтегазогеологическое районирование террито­рии Прикаспийской НГП, в составе которой было выделено 5 НГО. На территории РФ расположены 4: Волгоградско-Карачаганакская, Енбекско-Жаркамысская, Южно-Эмбинская, Астраханско-Калмыцкая. [6]

В Прикаспийской провинции нефтегазоносность отмечается практически по всему вскрытому разрезу осадочного чехла.

В подсолевом этаже залежи УВ связаны преимущественно с четырьмя основными нефтегазоносными комплексами, литология и стратиграфический объем которых изменяется по площади: терригенным девонским (на востоке девонско-нижнекаменноугольным), карбонатным верхнедевонским-нижнекаменноугольным, карбонатным нижне-среднекаменноугольным (на севере и запа­де среднекаменноугольным-нижнепермским), терригенным верх­некаменноугольным-нижнепермским.

В подсолевых отложениях открыто около 40 залежей, преиму­щественно массивного типа, в основном газоконденсатные, с ано­мально высокими пластовыми давлениями. Залежи в карбонатных резервуарах в подсолевых отложениях повсеместно содержат серо­водород наиболее высокие концентрации которого отмечаются в южном секторе мегасинеклизы и умеренное в северном и западном.

Нефти палеозойских подсолевых пород метанонафтенового состава в основном легкие с плотностью 833 — 823 кг/м³, малопарафинистые; содержание в %: бензиновых фракций 23 — 33, смол 10—15 и асфальтенов до 1,2. [2]

В надсолевом этаже Прикаспийской провинции выделяются два основных региональных нефтегазоносных комплекса: терригенный верхнепермско-триасовый и карбонатно-терригенный юрско-меловой. С ними связаны многочисленные средние чаще мелкие не­фтяные и газовые месторождения в ловушках, обусловленных соляно-купольной тектоникой. Перспективы дальнейшего наращива­ния запасов УВ в надсолевом комплексе достаточно высоки.

Среднедевонские отложения в объеме эйфельского и живетского ярусов сложены темно-серыми, почти черными известняками, часто органогенными, и аргиллитами. Из этих отложений получены притоки газа и нефти.

Среднефранско-нижневизейский комплекс имеет сложное фациальное строение и различную полноту разрезов. Мощность комплекса меняется от 0 до 1500 м. В северо-западной части провинции разрез комплекса представлен преимущественно карбонатными породами. Терригенные образования носят подчиненный характер. В нижней части комплекса выявлены газонефтяные и газовые залежи на Западно-Ровенском и Краснокумском месторождениях.

На северо-западном прибортовом уступе Прикаспийской синеклизы, где мощность комплекса достигает 1000 м , выявле­ны отдельные рифогенные массивы. В юго-западной бортовой зоне (Северо-Сарпинская площадь) нижняя часть комплекса представ­лена песчаниками с прослоями доломитов и известняков задонско-елецкого возраста, верхняя — данково-лебедянским глинис­тыми известняками. На юго-восточном и восточном бортах впа­дины комплекс представлен терригенными образованиями.

Нижнекаменноугольный НГК представлен главным образом

терригенными отложениями. В северо-западных районах в состав комплекса входят песчано-глинистые породы с редкими прослоями  углей и известняков. Нефтегазоносность установлена на Саратовском участке борта впадины. Про­дуктивные песчаники залегают на глубине 3500 м. Средняя откры­тая пористость 12- 15%, проницаемость - 0,22-0,3мкм².

В юго-западной части бортовой зоны и на юге впадины  средневизейская толща выполнена органогенно-обломочными известняками с прослоями мергелей, мощностью до 250м. На юго-востоке представлена переслаиванием глинистых и песчаных горизонтов.

Верхневизейско-нижнебашкирский НГК повсеместно развит на территории провинции. На него приходится основная часть про­мышленных запасов углеводородов. Сложен известняками, доло­митами, мергелями. Среди известняков широко распространены биоморфно-детритовые разности, обогащенные фораминиферами, водорослями, остракодами. Породы интенсивно выщелачены и ка­вернозны. Мощность комплекса 100 - 800 м. В центральных райо­нах впадины и в северо-западной внутренней прибортовой зоне мощность уменьшается. В этом комплексе широко развиты мелко­водные карбонатные осадки и органогенные постройки разного типа с высокими емкостными и фильтрационными свойствами.

С верхневизейско-нижнебашкирским НГК связаны основные продуктивные горизонты в разрезах Карачаганакского, Астрахан­ского газоконденсатных месторождений.

Для комплекса характерны массивные резервуары мощнос­тью от десятков до тысячи метров. Средняя пористость коллекто­ров 10—12%, реже — 20%. Покрышками являются глины мелекесско-верейской толщи, глинисто-карбонатные породы подсолевой нижней перми и кунгурскойсоленосной толщи.

Среднекаменноугольно-нижнепермский карбонатный НГК на северном и западном бортах впадины представлен карбонат­ными и сульфатно-карбонатными породами. Мощность комплек­са до 800 м. К внутренним районам впадины каменноугольные и нижнепермские мелководные шельфовые известняки сменяются глубоководными кремнисто-глинистыми породами. Участки рез­кого увеличения мощностей связаны с рифовыми постройками. Пористость пород комплекса 11,5—15%, проницаемость низкая.

Среднекаменноугольно-ннжнепермский карбонатный НГК занимает второе место после нижнее-среднекаменноугольного ком­плекса по распределению промышленных запасов углеводородов.

Среднеюрский НГК мощностью до 700 м представлен терригенными породами, в которых выделяются около 16 продуктивных пластов мощностью от 10 до 25 м. Среднеюрские отложения в цен­тральных и западных районах представлены песчано-глинистыми осадками морского происхождения. Высокими коллекторскими свойствами обладают среднеюрские песчаники в западной прибортовой зоне мегасинеклизы: пористость от 16 до 35%, проница­емость — до 1,27 мкм². Песчанистость среднеюрской толщи воз­растает к востоку провинции. Промышленная нефтегазоносность среднеюрских отложений связана в основном с лагунно-континентальными фациями байосского и батского ярусов. Залежи встре­чены в песчаниках погребенных речных долин и палеодельт. Со среднеюрскими отложениями связана основная промышленная нефтегазонос­ность надсолевого этажа провинции.

Верхнеюрский НГК мощностью до 330 м приурочен к песча­никам и известнякам, которые нефтегазоносны на Старшиновском, Таловском, Спортивном, и др. мес­торождениях.

Нижнемеловой НГК мощностью до 1540 м представлен терригенным комплексом отложений, в которых вы­деляются до 14 продуктивных песчаных пластов мощностью 10 — 20 м. Открыты залежи нефти на Байчунасском, Каратонском, Макатском, Кульсаринском, Кенки­якском, Искине-Камышитовом и др. месторождениях.

Перспективными НГК провинции в подсолевом этаже явля­ются нижнекаменноугольно-верхнедевонский, который выражен преимущественно карбонатными разностями пород, и девонский терригенный комплексы, продуктивные в области северного бор­та.9КАЛамкаров.

Сложное тектоническое строение и литофациальные усло­вия распространения нефтегазоносных комплексов обусловили специфическую территориальную зональность распределения углеводородов и определили принципы районирования Прикас­пийской нефтегазоносных областей с учетом определяющего влияния структур подсолевых отложений. Нефти с месторождений Прикаспийской провинции разнообразны. Замечено, что от внешних зон к центру Прикаспийской мегасинеклизы состав нефти изменяется в сторону увеличения содержания легких фракций. Одновременно появляются газовые шапки. Нефти юры, триаса и перми легкие, менее смолистые, чем меловые, и содержат больше легких фракций и парафина. С юга на север уменьшается смолистость нефтей. В юрских отложениях преобладают метаново - парафиновые, в меловых - нафтеново - метановые. [2]
Перспективы освоения Российского сектора Каспийского моря.
Каспийский регион провозглашен зоной жизненно важных национальных и корпоративных интересов. При этом интересы участников сложных экономических и политических процессов в регионе нередко не только не совпадают, но и являются прямо противоположными. В этом контексте особенно опасным является то, что не урегулированы юридические аспекты между Прикаспийскими странами, в том числе вопрос о статусе Каспийского моря.

Значение Каспийского региона для России связано, в первую очередь, с перспективами освоения его энергетических ресурсов. Для Москвы особенно важно, что при поставках энергоресурсов на мировые, и прежде всего европейские, рынки страны Каспийского бассейна уже в ближайшем будущем превратятся в ее потенциальных конкурентов. Экспорт нефти и газа из этого региона в страны дальнего зарубежья, ожидаемый к началу будущего десятилетия, может оказаться сопоставимым по своему объему с российским (во 2-ой половине нынешнего десятилетия он составлял около 90—100 млн. т. нефти и примерно 110—120 млрд. куб. м. газа в год).

Перспективы открытия новых массивов, хотя возможно и менее крупных (Северо-Каспийское поднятие в акватории и др.), в этой зоне достаточно вероятны. [4]

Что касается северо-западного (Волгоградско-Оренбургского) борта Прикаспийской впадины, гораздо более крутого, то столь широкой полосы стабильного положения юго-восточного блока здесь не было. В этом причина того, что пока кроме Карачаганакского биогерма несмотря на многочисленные поиски здесь равноценных крупных биогермных ловушек не найдено.

В акватории Среднего Каспия нефтегазоносность палеозоя также не исключается, хотя его геодинамическая история была иной, но главная роль переходит к мезозою. Чередование обстановок среднего мелководья обеспечило накопление толщ переслаивания песчаников, глин, известняков, а умеренные дислокации пород под влиянием ослабленных в мезозойское время геодинамических подвижек с юго-юго-запада – к образованию антиклинальных зон субширотной ориентировки . Уже в только что наступившем тысячелетии здесь получены решающие открытия в пределах российского и казахстанского морских секторов. Перспективы новых открытий в Северном и Среднем Каспии весьма вероятны, а освоение будет зависеть от создания соответствующей инфраструктуры (таблица).
Таблица

Характеристика крупных зон нефтегазонакопления (установленных и прогнозируемых)


Уникальное разнообразие геологического строения не столь уж большого участка земной коры, покрытого акваторией одного внутреннего водоема, наглядно иллюстрируется геологическими результатами поисково-разведочных скважин, пробуренных за несколько последних лет в акватории Каспия. На месторождении Шах-Дениз при глубине почти 6,5 км забой скважины остановлен в слабоуплотненных породах плиоцена, в которых содержатся крупные залежи газоконденсата, на Кашагане при глубине 4 км вскрываются нефтеносные известняки карбона – девона, а на Широтной площади уже на глубине 2,5 км скважина вскрывает метаморфизованные породы пермотриаса, лежащие в основании нефтегазоносных юрско-меловых пород. [7]

Так же палеотектонические особенности развития свидетельствуют о бо­льших перспективах нефтегазоносности центральной части Прикас­пийской впадины, о возможности развития крупных залежей УВ. В то же время значительные глубины залегания основных продуктивных горизонтов сдерживают постановку поисковых работ. В связи с этим необходимо разработать дифференцированный подход к выбору объ­ектов и методике поисковых работ в различных ее участках. Здесь ожи­дается высокая эффективность поисковых работ. Однако эта важная проблема пока не вышла из стадии предположений, а степень ее изученности еще крайне низка. На первом этапе здесь необходимо предусмотреть бурение двух-трех параметрических сверхглубоких (9-10 км) скважин на относительно хорошо подготовленных объектах, расположенных в различных зонах центральной части Прикаспийской впадины, с предварительной постановкой для этой цели специальных геофизических работ, что позволит определить наиболее благоприят­ное местоположение скважин. В качестве первоочередных объектов следует считать Кушумский вал и район оз.Баскунчак. Учитывая высо­кую оценку перспектив нефтегазоносности девонского комплекса и его низкую изученность, необходимо отработать серию региональных гео­физических профилей для взаимной увязки данных параметрического бурения, прослеживания в разрезе основных нефтегазоносных комп­лексов, характера их распространения в различных геотектонических условиях. Рекомендуется в качестве первоочередных проложить про­фили по линиям: Астрахань-Карачаганак, Тенгиз-Карачаганак. Астра­хань-Актюбинск, Карасаль-Карачаганак, Астрахань-Саратов. Профи­ли целесообразно отрабатывать набором геофизических методов, включающих сейсморазведку, электроразведку с при­менением МГДУ и высокоточную гравиразведку.

Высоко оцениваются палеотектонические предпосылки нефтега­зоносности Северо-Каспийского, Гурьевского и Биикжальского сводов. Поиски месторождений на этих сводах только начинаются, и для их успешного выполнения целесообразно геофизическими иссле­дованиями выявить морфологически четко выраженные зоны нефтега-шкоплення и отдельные ловушки. С увеличением глубины в связи с сокой расчлененностью рельефа должна возрастать амплитуда под­ий. Учитывая раннегерцннский возраст заложения сводов, а также дельные геофизические данные, можно предполагать широкое разви-е ловушек в девонских отложениях, не отраженных в структурной оверхности каменноугольного комплекса. В их пределах также высоки  перспективы обнаружения литолого-стратиграфических ловушек в девонских и каменноугольных отложениях, особенно рифогенных, способных содержать крупные залежи нефти и газа

Надсолевой комплекс Прикаспийской впадины представляет не­значительный практический интерес. Наиболее мощные (верхнеперм­ские и триасовые) толщи пород накапливались в палеогеографической обстановке, неблагоприятной для формирования нефтегазоматерин-ских толщ. Другие толщи (юра, нижний мел), хотя и содержат нефтега-зоматеринские пласты, но испытывали в процессе седиментации мало­интенсивное (5-10 м/млн лет) прогибание, что предопределило их не­значительный нефтегазогенерационный потенциал. Более того, на ряде участков они находятся в термодинамических условиях, которые не могли способствовать массовой генерации УВ. Сильная нарушен-ность юрских и нижнемеловых отложений дополнительно усугубила невысокие перспективы их нефтегазоносности. [6]

В заключение интересно отметить, что Прикаспийская и Южно-Каспийская впадины, расположенные на противоположных частях акватории Каспия, несмотря на существенные отличия в возрасте, размерах, принадлежности к разным надпорядковым мегаструктурам и др., имеют немало общих черт. Их объединяют округлые формы, “субокеанический” тип земной коры в основании осадочного чехла, огромная глубина залегания его подошвы (около 25 км) и близкая удельная плотность высоких потенциальных ресурсов УВ. [7]

Заключение.

Запасы нефти, залегающей в Прикаспии, имеют стратегическое значение для нашей страны, в связи с истощением месторождений Волго-Уральской и Западно-Сибирской нефтегазоносных провинций. В результате поисково-разведочных работ последних лет в пределах северного борта Прикаспийской впадины и прилегающих территорий открыт ряд нефтегазоконденсатных месторождений: Зайкинское, Росташинское, Конновское и др., что позволяет создать здесь новый нефтегазодобывающий район с высокими перспективами развития.
Список литературы.

1.  Геология СССР,20 том.,М. Недра 1974.стр 145-158.

2.  Каламкаров Л. В. Нефтегазоносные провинции и области России и сопредельных стран. Изд-во Нефть и газ. ГРУ нефти и газа им. И.М. Губкина. М. 2003.стр 122-150

3.  Нефтяные и газовые месторождения СССР. Справочник в 2-х томах. М. Недра,1987.

4.  Глумов И.Ф. Региональная геология и нефтегазоносность Каспийского моря / И.Ф.Глумов, Я.П.Маловицкий, А.А.Новиков, Б.В.Сенин. – М.: Недра, 2004.

5. Иванов Ю.А. Перспективы нефтегазоносности надсолевого и солевого комплексов Прикаспийской впадины. Журнал «Геология нефти и газа.» № 7, 1988 г.

6. . Воронин Н.И. Палеотектонические критерии прогноза и поиска залежей нефти и газа на древних и молодых платформах (на примере Прикаспинской впадины и прилегающих районов Скифско-Туранской платформы)-М-во природ. ресурсов Рос. Федерации,1999г. Стр 263-268.
Интернет-ресурсы
7. Милетенко Н.В. Структурно-тектоническое районирование нефтегазоносного шельфа Среднего и Северного Каспия / Н.В.Милетенко, Р.Р.Мур­зин, Д.Л.Федоров, С.И.Кулаков // Geology of Caspian and Aral Seas Regions: Intern. Geol/ Congr., Florence-32. – Изд-во: Каз-Гео, 2005,стр 236-280.