В статье рассмотрены геологическое строение Тенгиз-Каратонской зоны поднятий, история геологического развития данного района и прилегающих территорий. Проведен анализ информации о 12 образцах нефти, отобранных в пределах Тенгиз-Каратонской зоны поднятий, и 2 образцах нефти, отобранных на Южно-Эмбинском поднятии. Исследования включали анализ физико-химических свойств и состава нефти, анализ данных газовой хроматографии, биомаркерный анализ и изотопный анализ углерода. В результате выделены два семейства нефтей, которым соответствуют две нефтематеринские породы. Нефть, подобная отобранной из серпуховских отложений Тенгиза, характерна для рифовых коллекторов, широко распространенных в пределах Волго-Уральской и Тимано-Печорской нефтегазоносных провинций и связанных с доманиковыми материнскими отложениями. Высокоуглеродистая глинисто-кремнисто-карбонатная формация образовывалась в относительно глубоководном бассейне, в процессе заполнения которого условия осадконакопления менялись от глубоководно-морских до мелководно-морских. По количеству изопреноидных и нормальных алканов, а также распределению регулярных стеранов доманиковые нефти очень схожи с глубокой нефтью месторождения Тенгиз, отобранной из серпуховских отложений. Однако распределение нормальных алканов в данной нефти свидетельствует о ранне- или среднедевонском возрасте материнских отложений, что позволяет предположить существование некомпенсированных условий осадконакопления в этом временном интервале. Исходя из геологического строения территории, вероятнее всего, очаг генерации в данных отложениях расположен в акватории Каспийского моря. Остальные нефти, как из надсолевого, так и из подсолевого комплекса, по совокупности геохимических характеристик, вероятно, имеют один источник. Предположительно, эти нефти генерированы в нормальных морских отложениях каменноугольного возраста (московский ярус), а миграция в надсолевой комплекс происходила в зонах отсутствия солей.
Список литературы
1. Глубинное строение и минеральные ресурсы Казахстана: в 3 томах. Т. 3. Нефть и газ / ред. совет: С.Ж. Даукеев, Б.С. Ужкенов, А.А. Абдулин [и др.]. – Алматы: РГП «Информационно-аналитический центр геологии и минеральных ресурсов Республики Казахстан», 2002. – 248 с.
2. Report on the geochemical properties, correlation and provenance of oils from the Kazakhstan and Russian sectors of the Pre-Caspian Basin. – Simon Petroleum Technology Limited Exploration Services. United Kingdom, 1994.
3. Тиссо Б., Вельте Д. Образование и распространение нефти / перевод с английского под ред. Н.Б. Вассоевича, Р.Б. Сейфуль-Мулюкова. – М.: Мир, 1981. – 504 с.
4. Middle Ordovician organic matter assemblages and their effect on Ordovician- derived oils / S.R. Jacobson, J.R. Hatch, S.C. Teerman, R.A. Askin // AAPG Bull. – 1998. – V. 72. – Р. 1090–1100.
5. Peters K.E., Walters C.C., Moldowan J.M. The biomarker guide. V. 2. Biomarkers and isotopes in Petroleum Exploration and Earth History. – Cambridge University Press, 2004. – Р. 475–635.
6. Palacas J.G. Carbonate rocks as sources of petroleum: geological and chemical characteristics and oil-source correlations // Proceedings of the Eleventh World Petroleum Congress. – Chichester, UK. – 1984. – V. 2. – Р. 31–43.
7. Connan J., Cassou A.M. Properties of gases and petroleum lipids derived from terrestrial kerogen at various maturation levels // Geochim. Cosmochim. Acta. 1980. – № 44. – Р. 1–23.
8. Waples D.W., Machihara T. Biomarkers for Geologists: a practical guide to the application of steranes and triterpanes in petroleum exploration. – Tulsa: AAPG, 1991. – 91 p.
9. Поисковые критерии нефти и газа в доманиковых отложениях Волго-Уральского бассейна / А.В. Ступакова, Н.П. Фадеева, Г.А. Калмыков [и др.] // Георесурсы. – 2015. – № 2. – С. 77–86.
10. Литолого-геохимическая характеристика доманиковых отложений Тимано-Печорского бассейна / Т.А. Кирюхина, М.А. Большакова, А.В. Ступакова [и др.] // Георесурсы. – 2015. – № 2. – С. 87–100.
11. Абилхасимов Х.Б. Особенности формирования природных резервуаров палеозойских отложений Прикаспийской впадины и оценка перспектив их нефтегазоносности. – М.: Издательский дом Академии Естествознания, 2016. – 244 с.
