CC BY
119
НАУКИ О ЗЕМЛЕ
«наука. инновации. технологии», № 2, 2018
удк 553.982.2 (470.6) Бейтуганова М.А. [Beituganova M.A.], Гридин В.А. [Gridin V.A.]
OЦЕНКА ПЕРСПЕКТИВ
нефтегазоносности территории восточного Предкавказья и зон возможной локализации
УГЛЕВОДОРОДОВ
Evaluation of the hydrocarbon potential
of the eastern for-caucasus and areas of possible
localization hydrocarbon
Территория Предкавказья является старейшим нефтегазодобывающим регионом России. С начала прошлого века до настоящего времени на всей территории проводятся интенсивные геологоразведочные работы, в том числе и сейсморазведочные. В результате создана плотная сеть сейсморазведочных работ МОГТ различной детальности, давшая обширный материал для изучения глубинного строения различных структурно-тектонических элементов, литофациального состава пород, их слагающих, и распространения по площадям, а, также, пробурены тысячи глубоких скважин, позволившие оценить характер вскрытых отложений и их нефтегазоносность. В данной статье произведена сравнительная характеристика районов Восточно-Предкавказской нефтегазоносной области, рассмотрено выделение и оконтуривание структур и зон возможной локализации УВ, дана оценка ресурсного потенциала углеводородного сырья нефтегазоносных районов.
The territory of the Ciscaucasia is the oldest oil-producing region of Russia. Since the beginning of last century to the present throughout an intensive exploration, including seismic. The result is a dense network of seismic works mogt variety of details, which gave ample material for studying the deep structure of the various structural-tectonic elements and lithofacies composition of the rocks composing them, and spread on the area and also drilled thousands of deep wells, which allowed to estimate the character of the exposed sediments and their petroleum potential. In this article the comparative characteristic areas of the Eastern CIS-Caucasian oil and gas field, considered the allocation and delineation of structures and areas of possible localization of hydrocarbons, the estimation of the resource potential of hydrocarbon raw materials of oil and gas regions.
Ключевые слова: углеводородное сырье, Восточное Предкавказье, нефтегазоносность, ресурсный потенциал.
Key words: hydrocarbons, Eastern Caucasus, petroleum potential, resource potential.
Введение
Промышленная нефтегазоносность территории Восточного Предкавказья установлена в широком стратиграфическом диапазоне, от миоцена до триасовых отложений. В настоящее время запасы миоценовых залежей находятся на завершающей стадии разработки. Большинство обвод-нилось. Однако в пределах некоторых продуктивных пластов скважины продолжают подавать безводную нефть.
Высокие перспективы и технические возможности освоения больших глубин позволили расширить стратиграфический диапазон нефтегазоноснос-ти территории за счет открытия залежей в верхнемеловых, нижнемеловых, юрских, триасовых отложениях и в спорных по стратификации породах фундамента.
Комплексный анализ накопленного геолого-промыслового и геофизического материала обозначил новые задачи поисково-разведочных работ. Послужил основой разработки новых представлений и теорий нефтегазона-копления продуктивных толщ. Одна из проблем связана с особенностями размещения залежей нефти и газа в трещинных коллекторах.
Длительное время пространственное размещение углеводородов в трещинных резервуарах моделировалось по аналогии с гранулярными коллекторами. Открытие нестандартных залежей с размещением нефти и воды по всей продуктивной толще послужило основанием заново изучить залежи трещинных коллекторов и объяснить особенности их нефтеводонасыщения.
Промышленная нефтегазоносность карбонатных пород верхнеюрских отложений установлена в начале пятидесятых годов прошлого столетия.
Материалы и методы исследований
Верхнеюрские отложения, являющиеся перспективным объектом поисков УВ залежей, на Северо-Восточном Кавказе, представлены мощными толщами сульфатно-галогенных и карбонатных пород, фау-нистически они охарактеризованы весьма неравномерно, но все же удается палеонтологически обосновать в верхнем юрском отделе на характеризуемой территории присутствие отложений келловейского, оксфордского, ки-мериджского и титонского ярусов. Очень хорошо палеонтологически обоснованы пограничные ярусы меловой системы: берриасский и валанжин-ский. В свою очередь как юрские, так и меловые ярусы расчленяются на подъярусы и зоны, а 1 ряде случаев и подзоны. Местную шкалу составляют 16 свит (12 свит позднеюрского возраста и 4 свиты раннемелового возраста). Вспомогательную шкалу образуют: "подсолевая" юра и "надсоле-вая" юра. "Солевая" юра не является однородной толщей. Снизу вверх "солевая" юра представлена нижней "соленосной","межсолевой" и "верхней" соленосной толщами.
Территория Предкавказья является старейшим нефтегазодобывающим регионом России.
С начала прошлого века до настоящего времени на всей территории проводятся интенсивные геологоразведочные работы, в том числе и сейс-моразведочные. В результате создана плотная сеть сейсморазведочных работ МОГТ различной детальности, давшая обширный материал для изучения глубинного строения различных структурно-тектонических элементов, лито-фациального состава пород, их слагающих, и распространения по площадям,
а, также, пробурены тысячи глубоких скважин, позволившие оценить характер вскрытых отложений и их нефтегазоносность.
В разрезе Предкавказья выделяются семь основных перспективных нефтегазоносных комплексов: пермо-триасовый, нижне-среднеюрский, верхнеюрский, нижнемеловой, верхнемеловой, палеоцен-эоценовый и майкопский палеогена, неогеновый. В настоящее время к перспективным относятся и комплекс отложений основания мезо-кайнозойского осадочного чехла (палеозойский).
Оценка потенциала нефтегазоносности по нефтегазоносным провинциям РФ происходит периодически, обычно методом «Геологических аналогий». Последний раз она осуществлялась в 2002 году. Для каждой провинции под-считывались суммарные текущие извлекаемые ресурсы УВ. Возьмём за основу эти материалы. Соответственно для определения перспектив нефтегазоносности Восточного Предкавказья нужно вычленить оценку его нефтегазоносного потенциала из совокупной оценки по всей Северо-Кавказкой провинции (НГП).
Таким образом, по современной оценки перспектив территории Восточного Предкавказья на углеводородное сырьё, можно рассчитывать на обнаружение ресурсов УВ в объёме 102790 тыс. т УТ. Из них на 31 перспективной, подготовленной к бурению площади оцененные перспективные ресурсы составляют чуть менее половины приведённой суммы, соответственно мы вправе рассчитывать на обнаружение на территории Восточного Предкавказья ещё около 30 перспективных нефтегазопоисковых объектов.
Выделение и оконтуривание структур и зон возможной локализации УВ. Оценка ресурсного потенциала углеводородного сырья нефтегазоносных районов.
Многими исследователями отмечается, что выявленные структуры в юрско-меловых отложениях выполаживаются вверх по разрезу (Летавин, 1987). Наиболее чётко на территории изучаемого объекта структурообразова-ние прослеживается в юрский и меловой периоды, соответственно и выделение структур приурочено к этим толщам. Основным методом поиска структурных ловушек традиционно является сейсморазведка. Нефтегазоносность структур обусловливается историей геологического развития территории и, прежде всего, развитием дизъюнктивной тектоники. Расположение зон локализации скоплений УВ контролируется тектоническим строением территории на региональном и зональном уровнях. В первом случае в качестве организующего фактора выступают крупные тектонические элементы, определяя контуры нефтегазоносных районов, а во втором - структуры второго и третьего порядков, положительного знака: валы, поднятия.
Нефтегазоносные районы Восточного Предкавказья. В пределах объекта выделяются два нефтегазоносных района (НГР): Восточно-Манычский и Прикумский (рис.2.1). Рассматриваемые районы характеризуются примерно одинаковыми масштабами нефтегазонакопления. Однако скопления угле-
водородов здесь распределены не равномерно по площади, а сконцентрированы в южной части Восточно-Манычского и северной Прикумского районов. Эти смежные территории сходны по основным геологическим характеристи-
Таблица. СРАВНИТЕЛЬНАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАЙОНОВ ВОСТОЧНО-ПРЕДКАВКАЗСКОЙ
НЕФТЕГАЗОНОСНОЙ ОБЛАСТИ
Характеристика Прикумский нефтегазоносный район
Геоструктурная выраженность тектонического элемента по фундаменту Крупный линейно вытянутый структурный выступ, осложненный обширными поднятиями, зонами валообразных и изометрических структур; депрессионные зоны, в основном, неглубокие
Стратиграфический диапазон осадочного чехла; мощность, км N - К1, неповсеместное распространение отложений J и спорадическое развитие Т; 2,8-5
Нижний продуктивный комплекс Разновозрастный, в зависимости от объема стратиграфического разреза: с юго-востока на северо-запад - T, J, К2
Геоструктурная выраженность элемента по нижнему продуктивному комплексу осадочного чехла или переходного комплекса Переходный комплекс (Т) характеризуется сложной складчато-блоковой тектоникой; низы платформенного чехла (J - К1) повторяют структуру поверхности фундамента и переходного комплекса в значительно более пологих структурных формах
Диапазон структурной выраженности по разрезу Выделяется в структуре комплексов Т и частично J
По отложениям K - Pg2 оба района самостоятельно не выделяются; в западных частях им соответствует крупная пологая структурная терраса, в восточных - слабо
Площадь, тыс. км2 14,4
Продуктивные горизонты; региональные покрышки Основной продуктивный комплекс - Mi - К1ПС (восточная часть), трансгрессивно залегающий на породах PZ, T, J и участками гидродинамически с ними связанный (до шести продуктивных горизонтов); верхний экран - глины М; внутриформаци-онные покрышки не выдержаны. Продуктивны Ml и М2 (западная часть); верхний экран - глины Ml. В J до шести продуктивных горизонтов в базальной, средней и кровельной частях разреза; спорадически гидродинамическая связь с Т и К1; покрышки - внутриформационные глины, реже глины Т (в зоне эрозии). Подчиненно продуктивны К2, Pg2 и Рдз - Nimk, а в западной части района также Nit...
Распределение месторождений по площади Более половины месторождений связаны с нижне-аптской-юрской-триасовой частями разреза, расположены в северной половине района; остальные, характеризующиеся более узким диапазоном продуктивности и приуроченностью к более молодым стратиграфическим комплексам (в основном, начиная с Ml), находятся в юго-западной частях района
Глубина залегания, км; фазовое состояние углеводородов Т - 4-4,8; нефтяные J - 3,2-3,9; Mi - К1ПС - 2,8-3,7; нефтяные, на восточном погружении, а также в приподнятых зонах на западе - газоконденсатные. Ml - 2,5-2,9; нефтяные, на западе также газоконденсатные месторождения К2 - 2,4-2,7, P2 - 2,3-2,6; нефтяные месторождения. Рдз - Nimk, Nit...
кам (объему осадочного чехла, истории развития ловушек, наличию многочисленных зон гидродинамической связи триасовых, юрских и неокомских отложений и д.р.) (таб.).
Восточно-Манычский нефтегазоносный район
Крупный прогиб, осложненный системой линейно ориентированных и контрастно выраженных грабенов и горстов
N - Т; 3,5-6,5
Т
Выделяется частично в структуре комплексов Т, J
дифференцированная гомоклиналь; по отложениям Рд - ^тк и N районы на большей территории характеризуются моноклинальным строением
14,8
Основной продуктивный комплекс - М1 - Мс трансгрессивно залегающий на породах J и гидродинамически с ними связанный на южном борту; содержит от 1 до 4 продуктивных горизонтов; верхний экран - глины М1; внутриформационные покрышки не выдержаны. Продуктивны МЬ и М2; верхний экран - глины М1.
В J до четырех продуктивных горизонтов в различных частях разреза; на южном борту гидродинамическая связь с отложениями Т и К1; покрышки - внутриформационные глины.
В Т основной продуктивный горизонт расположен в верхней эродированной части Т1; покрышки - локально развитые глины Т и J. Т2 продуктивен спорадически. Ограниченно продуктивны К2 и Рдз - ^тк
Большая часть месторождений характеризуется широким диапазоном продуктивности (М1 - J - Т) и приурочена к наиболее структурно дифференцированной южной части района; ограниченно продуктивны К1 и J в пределах слабо дифференцированного северного борта и Т в погруженной восточной части прогиба
Т - 3,5 - 4,8; нефтяные и газоконденсатные месторождения.
J - 3,2 - 3,4; М1 - К1ПС - 3-3,3; нефтяные, на восточном погружении встречены газоконденсатные месторождения.
М1 - 2,5-2,8, К2 - 2,3-2,5; нефтяные месторождения. Рдз - ^тк - 1,3-1,8; газовые месторождения
Результаты исследований и их обсуждение
Ограниченная по продуктивности юго-западная часть При-кумского района по структурным показателям (степени дислоцированности, морфологии структур, структурной выраженности по разрезу) существенно не отличается от рассмотренных выше территорий. Здесь, однако, отсутствуют залежи в неоком-аптских отложениях - основном продуктивном комплексе упомянутых выше районов. Это связано, с одной стороны, с различной историей геологического развития локальных структур, а с другой стороны, с тем, что здесь неокомские отложения залегают на фундаменте и не имеют непосредственной гидродинамической связи с возможными источниками генерации углеводородов в юрских и триасовых отложениях. Возможность миграции углеводородов из расположенных севернее зон гидродинамической связи юрских и нижнемеловых отложений также была затруднена, ввиду того, что юго-западная часть Прикумского района на всех этапах геологического развития находилась гипсометрически ниже.
Манычский НГР представляет собой по фундаменту крупный ассимет-ричный прогиб широтного простирания, северный и южный борта которого ограничены крупными также широтного простирания разломами. Глубина поверхности фундамента в осевой части превышает 6,5 км. На северном и южном бортах - 4-4,5 км. В целом Восточно-Манычский прогиб по фундаменту значительно расчленен. Здесь фиксируются глубокие прогибы (Ар-згирский, Чограйский, Восточно-Манычский, Шанахудукская впадина) и валы (Дадынский и Величаевско-Максимокумский). Эти структурные элементы фундамента сильно нарушены разломными дислокациями, что обусловливает блоковое строение прогиба.
Вся зона Восточно-Манычского прогиба выполнена отложениями пер-мо-триаса, максимальные мощности которых в прогнутых частях превышают 2 км. Структуры триаса характеризуются значительной дислоцированнос-тью. По размытой поверхности структурные элементы нивелируются. В верх по разрезу мезо-кайнозоя контрастность структур уменьшается и в отложениях неогена многие из них не отображаются. При этом отмечаются полное отсутствие разрывных нарушений. Наибольшей структурной дифференциацией характеризуется южный борт прогиба.
Диапазон нефтегазоносности Восточно-Манычского прогиба широк и связан с отложениями триаса, юры, мела, палеогена и неогена. Однако по площади диапазон нефтегазоносности и масштабы аккумуляции углеводородов не равнозначны.
В пределах южного борта Восточно-Манычского прогиба выделяется крупная Величаевско-Максимокумская зона нефтегазонакопления (ЗНГН), с которой связаны многопластовые (8-10 залежей) месторождения - Колодезное, Величаевское, Зимнеставкинское и др. Всего в этой зоне выявлено 20 месторождений. Из них: 12 - нефтяных, 6 - нефтегазовых и 2 - нефтегазокон-
денсатных с начальными запасами нефти 145 млн т (извлекаемые), газа 6,8 млрд м3, конденсата 2,5 млн т (извлекаемые). По масштабам концентрации запасов УВ это главная зона аккумуляции Восточно-Предкавказской НГО.
Нефтегазоносность установлена по всему разрезу, от триаса до палеогена (олигоцен). В триасовых отложениях залежи нефти приурочены к известнякам нижнего триаса (нефтекумская свита). Ловушки морфологически связаны с эрозионными останцами, возможно, биогермными породами. Залежи массивные и стратиграфически экранированные. Покрышкой являются глинистые пласты в подошве юрских отложений, которые непосредственно перекрывают продуктивные известняки.
В погруженных частях зоны покрышками служат внутриформацион-ные глинистые толщи средне-нижнетриасовых отложений. Глубина залегания залежей изменяется от 3,5 км до 4,2 км. Залежи небольшие по размерам и запасам. Нефти характеризуются, как легкие, плотностью 0,811-0,852. Отмечается зависимость уменьшения плотности нефти с увеличением глубины залегания продуктивных отложений.
В юрском комплексе залежи нефти и газоконденсата связаны с терри-генными коллекторами нижнего (VII пачка), среднего (V пачка) и верхнего (III пачка) отделов. Размещение залежей УВ контролируется структурными и литологическими условиями. Покрышками являются внутриформацион-ные глины, а в зонах трансгрессивных контактов - перекрывающие глинистые прослои нижнего мела. Глубина залегания продуктивных пластов 3,2-3,5 км. Залежи нефти небольшие по запасам.
По физико-химическим свойствам юрские нефти сходны с нижнемеловыми и характеризуются плотностью 0,8-0,82. Свободный газ содержит метана 62-80%, азота 2-3%, углекислого газа 3-5%. Плотность газа 0,865.
Основные по запасам залежи УВ связаны с терригенными коллекторами неокома, аптского и альбского ярусов нижнего мела. Большинство месторождений являются многопластовыми. Основные нефтеносные горизонты располагаются в базальном песчаном пласте апта (VIII пачка) и в залегающем ниже барремском пласте (IX пачка), с которыми связано до 80% запасов Ве-личаевско-Максимокумской зоны поднятий. Эти терригенные коллектора непосредственно залегают под глинистой толщей, в низах аптского яруса (VII пачка), которая является региональной покрышкой. Для других продуктивных пластов нижнего мела - VI, IV, I покрышками служат внутриформацион-ные толщи глин, которые не выдержаны по площади. Продуктивные пласты залегают на глубинах 2,5-3,25 км. Тип залежей пластовый сводовый и струк-турно-литологический.
По фазовому состоянию УВ большинство месторождений нефтяные. Нефтегазоконденсатные залежи в VIII и IX пластах отмечаются только в погруженной юго-восточной части зоны, на глубинах 3,2-3,25 км (месторождение Русский Хутор).
Нефти нижнего мела легкие, плотностью 0,75-0,82 и по составу близки юрским. В свободном газе содержание метана не превышает 64,5% и по составу близки юрским. В свободном газе содержание метана не превышает 64,5%, сероводорода 0,84%, азота 3-4%, углекислого газа 3-10%/. Плотность газа высокая, 0,840-0,895. Конденсат имеет плотность 0,77-0,8.
Нефтеносность верхнемеловых отложений ограниченна и связана, в основном, с мелоподобными трещиноватыми известняками маастрихтского яруса. По строению коллектора залежи нефти массивные. Покрышкой являются перекрывающие глинисто-мергельные отложения палеогена. Залежи нефти небольшие по запасам и залегают на глубинах 2,3-2,5 км. Нефти по составу близки к нефтям альбского яруса нижнего мела и характеризуются плотностью 0,858-0,853.
Палеогеновые отложения Восточно-Манычского нефтегазоносного района представлены глинисто-мергельными породами, не содержат коллекторов и поэтому непродуктивны.
С отложениями миоцена (средний майкоп) Величаевско-Максимокумс-кой зоны связаны небольшие по запасам залежи газа на глубинах 1,3-1,8 км. Коллекторами являются песчано-алевритовые пласты. Покрышками - внут-риформационные глинистые прослои. Тип залежей пластовый сводовый. Состав газа преимущественно метановый, 98%. Азота 1,6%, углекислого газа 0,1%. Плотность 0,570-0,560.
В пределах северного борта Восточно-Манычского прогиба выделяется Ильменско-Комсомольская зона нефтенакопления, в которой выявлены пять месторождений с запасами 4,7 млн т (извлекаемые). По масштабам аккумуляции эта зона имеет подчиненное значение. Залежи нефти приурочены к небольшим по размеру локальным структурным ловушкам. Продуктивные пласты залегают на глубинах 2,4-3 км и связаны с терригенными коллекторами нижнего мела и средней юры. По типу залежи пластовые сводовые и структурно-литологические. Покрышками являются внутриформационные глинистые прослои.
Нефти юрских залежей легкие, плотностью 0,795-0,808. Нижнемеловые нефти имеют большую плотность - 0,816-0,825.
В центральной части Восточно-Манычского прогиба выделяется не-фтегазонакопления, в которой выявлены 3 нефтяных и 2 газоконденсатных месторождения с начальными запасами нефти 4,2 млн т (извлекаемые), свободного газа 0,5 млрд м3, конденсата 0,4 млн т.
В западной части нефтяные месторождения связаны с терригенными пластами нижнего мела и юры на глубинах 3,0-3,2 км (Плавненское, Камышовое). В восточной погруженной части, на глубинах 4,4 км, с терригенно-карбонатными коллекторами связаны нефтяные (Озерное) и газоконденсат-ные (Южно-Буйнакское) месторождения. По масштабам аккумуляции эта зона также имеет второстепенное значение
Нефти нижнего мела и триаса легкие, плотностью 0,811-0,824. По составу газ газоконденсатных месторождений содержит метана 66-72%, азота 1,4%, углекислого газа 0,5-9,1%. Плотность газа 0,623-0,638, конденсата 0,748-0,760.
В целом Восточно-Манычский НГР характеризуется значительными неразведанными ресурсами УВ - по нефти около 100 млн т (извлекаемые), по газу около 50 млрд м3, которые, в основном, связаны с мезозоем.
Прикумский НГР
объединяет систему тектонических элементов валов, поднятий и впадин. Этот тектонический элемент имеет субширотное простирание и ступенчатое строение с погружением фундамента от - 3,0 км на СЗ до - 6,0 км на ЮВ. Фундамент значительно расчленен и с запада на восток последовательно перекрывается нижнемеловыми, юрскими и триасовыми отложениями.
В западной части Прикумской системы по фундаменту выделяется Петропавловское поднятие. В разрезе платформенного чехла здесь отсутствуют отложения пермо-триаса, юры и породы фундамента перекрываются нижнемеловым комплексом.
Восточнее Петропавловского выделяется Озек-Суатское поднятие (-3500 м), в пределах которого отсутствуют отложения пермо-триаса и породы фундамента перекрываются юрским комплексом. Восточным продолжением Озек-Суатского поднятия является Сухокумский субширотный валооб-разный выступ (Таловская ступень), погружающийся до отметок -6000 м. В пределах Сухокумского выступа получают развитие значительные мощности отложений триаса и юры.
В южной части Прикумской системы поднятий выделяется Прасковей-ско-Ачикулакский сложный вал, в западной части которого на фундаменте (-3600 -3700 м) залегают отложения нижнего мела. Восточная часть вала погружена (-3800-4500 м). Здесь в разрезе появляются триасовые и юрские отложения.
Вышеуказанные поднятия и валы осложнены многочисленными локальными структурами. В западных частях тектонических элементов структурная выраженность проявляется по всему разрезу. С погружением пород на восток контрастность структур уменьшается вверх по разрезу и большинство из них являются погребенными. В особенности, это характерно для Сухокум-ской зоны, локальные структуры которой отображаются в триасе, юре и постепенно затухают в нижнем меле.
Петропавловское, Озек-Суатское поднятия и Сухокумская зона отделяются от Прасковейско-Ачикулакского вала системой прогибов. На западе это Довсунский прогиб (-4500 м), выполненный отложениями пермо-триаса, на которых залегают нижнемеловой комплекс.
Далее на восток прослеживаются Кумский и Бажиганский прогибы (-4500 м) выполненные пермо-триасовыми, юрскими, нижнемеловыми, палеоген-неогеновыми отложениями. Борта прогибов осложнены нарушениями и локальными поднятиями.
Нефтегазоносность Прикумского НГР связана с отложениями триаса, юры, мела, палеогена. Однако по площади, разрезу, фазовому составу УВ, масштабы нефтегазонакопления различны и неравнозначны. В восточных погруженных частях района разведаны нефтяные и газоконденсатные месторождения.
В пределах северной части Прикумского НГР выделяются Озексуатс-кая зона нефтенакопления и Сухокумская зона нефтегазонакопления, а в южной части района - Прасковейско-Ачикулакская зона нефтенакопления и Тю-бинско-Соляная зона нефтегазонакопления. В западной части района выделяется Южно-Серафимовско-Сельская зона газонакопления.
В Озек-Суатской зоне нефтенакопления продуктивность связана с отложениями юры, нижнего и верхнего мела, и, ограничено, палеогена. Здесь разведано 20 месторождений нефти с начальными запасами 38,6 млн т. В юрских отложениях залежи нефти связаны с терригенными пластами верхней (III пачка), средней (V пачка) и нижней юры (VII пачка) на глубинах 3,33,5 км в ловушках небольших размеров. Наряду со сводовыми, широко распространены литологически и стратиграфически экранированные залежи в зонах трансгрессивных контактов с перекрывающими отложениями нижнего мела. Покрышками являются внутриформационные глины. Юрские нефти лёгкие плотностью 0,819-0,830.
Основные по запасам, залежи нефти, также как и в Величаевско-Мак-симокумской зоне, связаны с терригенными коллекторами барремского (IX пачка), аптского (VIII пачка) на глубинах 3,2-3,4 км и альбского (I пачка) на глубинах 2,7-2,8 км ярусов нижнего мела. Региональные покрышки представлены глинистыми толщами в низах аптского (VII пачка) и верхней части альбского ярусов. Для остальных пластов неокома покрышками являются внутриформационные глинистые прослои.
Типы нижнемеловых залежей разнообразны. Для аптского (VIII пачка) и неокомского (XIII пачка) базальных пластов характерны структурно-ли-тологически экранированные залежи. Резервуары барремского (IX пачка) и альбского (I пачка) ярусов содержат, в основном, пластовые сводовые залежи с элементами литологического экранирования.
Нефти апта и неокома нижнего мела близки юрским, плотность их 0,814-0,830. Нефти альбского яруса характеризуются повышенной плотностью 0,859-0,862.
Нефтеносность верхнемеловых отложений встречена на отдельных поднятиях и характеризуется теми же геологическими условиями, что и в Величаевско-Максимокумской зоне. Коллекторами являются трещиноватые
карбонатные породы маахстрихтского яруса на глубинах 2,4-2,6 км. Коллектор насыщен нефтью и водой.
Неразведанные ресурсы Озек-Суатской зоны оцениваются по нефти около 25 млн т (извлекаемые), свободного газа 3 млрд м3, основная часть которых связана с триасовыми, юрскими и нижнемеловыми отложениями. Верхнемеловые и палеогеновые ресурсы имеют подчиненное значение.
Сухокумская зона нефтегазонакопления связана с отложениями триаса, юры и нижнего мела. Здесь открыто 30 месторождений различного углеводородного состава: 12 нефтяных, 3 газонефтяных, 1 газовое, 10 нефтегазо-конденсатных, 4 газоконденсатных. Начальные запасы газа 35,8 млрд м3 несколько преобладают над извлекаемыми запасами нефти 34,3 млн т. Запасы конденсата не превышают 2,0 млн т (извлекаемые).
Промышленная нефтеносность триаса связана с карбонатными отложениями нижнего (нефтекумская свита) и среднего триаса (анизийский ярус). Тип коллектора кавернозно-трещинный. С этими комплексами связаны 18 преимущественно нефтяных залежей на глубинах 4-4,8 км. Залежи пластового, сводового и массивного типов, небольших размеров. Покрышками являются внутриформационные глины средне-нижнего триаса. Плотность триасовых нефтей колеблется от 0,806 до 0,835.
Юрские отложения характеризуются региональной нефтегазоноснос-тью. Распределение залежей в комплексе связаны с песчано-алевролитовы-ми пластами нижней (УГ-'УП пачки), средней (V пачка) и верхней (П-Ш пачки) юры, залегающими на глубинах 3,2-3,9 км. Основными по продуктивности являются II, V, VI пачки. Нефтегазоносность других пластов ограничена вследствие литологической изменчивости пород по площади.
Залежи, в основном, газоконденсатно-нефтяные и газоконденсатные, пластово-сводовые, связанные с малоамплитудными ловушками небольших размеров. Наблюдаются также структурно-литологические типы залежей.
Юрские нефти лёгкие, характеризуются плотностью 0,816-0,855. Свободный газ по составу метановый 87,7-74,0%, содержание азота 1,6-2,6%, углекислого газа 4,2-9,1%, плотность 0,640-0,730. Конденсат имеет плотность 0,778-0,785.
Нефтегазоносность нижнего мела, как и в пределах Озек-Суатской зоны, связана с неоком-нижним аптом (УШ-ХШ пачки) на глубинах 3,1-3,8 км. Для нижних пачек (Х-ХШ), карбонатно-терригенных по составу, характерно ограниченное по площади развитие коллекторов. Поэтому залежи УВ здесь не повсеместны. Основная продуктивность приурочена к VIII пачке нижнего апта и IX пачке баррема, которые имеют надёжную нижнеаптскую глинистую покрышку. Общая картина размещения залежей по району довольно сложная. Наряду с чисто нефтяными, установлены нефтегазоконденсатные и газокон-денсатные залежи.
Типы залежей нижнего мела разнообразны: пластовые сводовые,
структурно-литологические, литологические. Нижнемеловые нефти лёгкие, плотностью 0,817-0,845. Свободный газ метанового типа 82-64%, содержание азота 0,8-2,8%, углекислого газа 1,0-4,9%, плотность 0,683-0,794. Плотность конденсата 0,765-0,799.
Верхнемеловые и палеогеновые отложения в пределах Сухокумской зоны непродуктивны ввиду слабой контрастности структурных форм и отсутствием трещинных коллекторов в карбонатных и мергельно-глинистых породах.
Неразведанные ресурсы Сухокумской зоны оцениваются по нефти около 16 млн т. (извлекаемые), свободного газа 19 млрд м3 и прогнозируются в триасовых, юрских и нижнемеловых отложениях.
Выводы
По совокупности литофациальных, структурных признаков и глубинам залегания (5800-6000 м) ближайшие перспективы освоения крупных потенциальных ресурсов УВ подсолевого комплекса ТКПП связаны с зоной, охватывающей Назрановскую и Харбижинскую седловины и западные окончания Терской и Сунженской антиклинальных зон, западное окончание Советско-Правобережной зоны и погруженная часть Баксанской моноклинали.
Методика исследований с использованием сейсмических карт и карт эффективных толщин нефтегазоносных горизонтов оказалась вполне приемлемой для выявления антиклинальных и неантиклинальных объектов и оценки ресурсов (кат. D1л) в терригенных отложениях нижнего мела и нижней-средней юры.
Итогом работы является подготовка объектов для включения в программу лицензирования. Подготовлены объекты нераспределенного фонда (ТКПП Восточного Предкавказья) недр для включения в программу лицензирования. Составлено 12 пакетов геологической информации первоочередных перспективных объектов и даны рекомендации по проведению ГРР с целью их дальнейщего изучения.
По юрским отложениям с суммарными ресурсами 36339 тыс. т усл. УВ (нефть, св. газ, конденсат). По ТКПП - 1 участок с пятью объектами по юрским подсолевым карбонатным отложениям - 33251 тыс. т усл. УВ.
В VII пачке нижней юры (тоар) и III пачке средней юры (бажиганская свита - н. + ср. келловей) выявлено 2 объекта с суммарными ресурсами 2514 тыс. т усл. УВ.
Библиографический список
1. Борисенко Е.М. Шабатин И.В. Особенности геологического строения и оценка перспектив нефтегазоносносности мезозойских отложений Ставропольского края. Ставрополь, 1967. 191-196 с.
2. Бурштар М.С. Закономерности размещения залежей нефти и газа на территории Северного Кавказа. Ессентуки, 1968. 137138 с.
3. Калинко М.К. Тайны образования нефти и горючих газов. Москва, 1981. 192 с.
4. Королев В.Н. Области и зоны газоносности мезозойских отложений Северного Кавказа. Ессентуки, 1968. 149-150 с.
5. Летавин А.И. Геология фундамента Предкавказья. Геология и полезные ископаемые Большого Кавказа. Москва, 1987. 116124 с.
6. Лопатин А.Ф. Перспективы поисков залежей нефти и газа в мезозое Предкавказья. Ессентуки, 1974. 263-264 с.
7. Лопатин А.Ф., Копыльцов А.И. Геологическая оценка перспектив не-фтегазоносности юрской толщи Кавминводского выступа. Ессентуки, 1995. 167 с.
8. Онищенко Б.А., Сократов Б.Г., Туртуков ГЯ., Чепак Г.Н., Шапошников В.М. Проблемы поисков и разведки новых нефтяных залежей в Восточном Предкавказье. Ессентуки, 1980. 418-420 с.
9. Панченко А.П. Некоторые вопросы тектоники и металлогении юго-западного обрамления Русской платформы. Ессентуки, 1991. 101-103 с.
10. Панченко А.П. Новая мобилистская модель становления Кавказа. Ессентуки, 2000. 226-230 с.
11. Панченко А.П. Проблемы геологии и металлогении Большого Кавказа. Ессентуки, 2006. 130 с.
12. Потапенко Ю.Я. Стратиграфия и структура додевонских комплексов Северного Кавказа. Тбилиси, 1982. 168 с.
13. Сомин М.Л. Доюрское основание Главного хребта и Южного склона Кавказа. Москва, 1971. 246 с.
14. Талалаев В.Д., Меркулов А.В., Степанов А.Н. Некоторые результаты сверхглубокого бурения на нефть и газ в Предкавказье. Тезисы докладов V конф. по геол. и пол. иск. Сев. Кавказа. Ессентуки, 1980. 438-439 с.
15. Шелкопляс П.А., Дьяконов А.И. Новые данные о геологическом строении и перспективах нефтегазоносности мезокайнозоя южного борта Восточно-Кубанской впадины. Ессентуки, 1980. 414-416 с.
References
1. Borisenko E.M. Shabalin I.V. Osobennosti geologideskogo stroe-niya I otsenka perspektiv neftegazonosnosti mezozoiskikh otlozhe-nii Stavropolskogo kraya. (Works on Geology and mineral resources of the North Gaucasus, issue XII), Stavropol 1967, 191-196 p.
2. Burster M.S. Zakonomernosti razmesheniya zalezhei nefti I gaza na territorii Severnogo Kavkaza. (Abstracts of the III conference on Geology and mineral resources of the North Caucasus), Essentuki, 1968, 137-138 p.
3. Kalinko M.K. Tainy obrazovaniya nefti I goryuchikh gazov. Moskva 1981, 192 p.
4. Korolev V.N. Oblasti I zony gazonosnosti mezozoiskikh otlozhenii Severnogo Kavkaza. (Abstracts of the III conference on Geology and mineral resources of the North Caucasus) Essentuki, 1968, 149-150 p.
5. Letawin A.M. Geologiya fundamenta Predkavkazya. Geologia I poleznye iskopaemye Bolshogo Kavkaza. Moskva 1987, 116124 p.
6. Lopatin A.F. Perspektivy poiskov zalezhei nefti I gaza v mezozoe Predkavkazya. (Abstracts of the IV conference on Geology and mineral resources of the North Caucasus). Essentuki, 1974, 263264 p.
7. Lopatin A.F., Kopylov A.I. Geologicheskaya otsenka perspektiv neftegazonosnosti yurskoi tolshi Kavminvodskogo vystupa. (Proceeding of the VIII Anniversary conference on Geology and mineral resources of the North Caucasus). Essentuki, 1995. 167 p.
8. Onishchenko B.A., Socrates B.G., Tutukov G.Y., Chepak G.N., Shaposhnikov V.M. Problemy poiskov I razvedki novykh neftyanykh zalezhei v Vostochnom Predkavkaze. (Abstracts of the IV conference on Geology and mineral resources of the North Caucasus). Essentuki, 1980. 418-420 p.
9. Panchenko, A.P. Nekotorye voprosy tektoniki I metallogenii yugo-zapadnogo obramleniya Russkoi platform. (Abstracts of the regional VII conference on Geology and mineral resources of the North Caucasus). Essentuki, 1991. 101-103 p.
10. Panchenko A.P. Novaya mobilistskaya model stanovleniya Kavkaza. (Proceedings of the IX international conference), Essentuki, 2000. 226-230 p.
11. Panchenko, A.P. Problemy geologii I metallogenii Bolshogo Kavkaza. Essentuki, 2006. 130 p.
12. Potapenko, Yu.Ya. Stratigrafiya I struktura dodevonskikh kom-pleksov Severnogo Kavkaza. Tbilisi, 1982. 168 p.
13. Somyn M.L. Doyurskoe osnovanie Glavnogo khrebta I Yuzhnogo sklona Kavkaza. Moskva 1971. 246 p.
14. Talalaev VD., Merkulov A.V., Stepanov A.N. Nekotorye rezultaty sverkhglubokogo bureniya nan eft I gaz v Predkavkaze. (Abstracts of the V conference on Geology and mineral resources of the North Caucasus). Essentuki, 1980. 438-439 p.
15. Shelkoplyas P. A., Dyakonov A.I. Novye dannye o geologicheskom stroenii I perspektivakh neftegazonosnosti mezokainozaya yuzhnogo borta Vostochno-Kubanskoi vpadiny. (Abstracts of the V conference on Geology and mineral resources of the North Caucasus). Essentuki, 1980. 414-416 p.
