Предкавказская нефтегазоносная субпровинция

Предкавказская нефтегазоносная субпровинция располагается на территории Краснодарского и Ставропольско­го краев, Кабардино-Балкарской, Северо-Осетинской, Чеченс­кой, Ингушской, Дагестанской республик, а также частично Крымской области Украины и Азербайджана, шельфе Азовско­го и Черного морей. Протяженность субпровинции 1200 км при ширине до 300 км (см. рис.153).

В тектоническом отношении представляет собой краевую систему молодой Скифской платформы, состоящую из разнород­ных тектонических элементов: краевых прогибов платформенных структур и зоны передовой складчатости мегантиклинория Боль­шого Кавказа, имеющего субширотное простирание. В эту систе­му входят крупнейшие Западно-Кубанский и Терско-Каспийский

краевые прогибы, разделенные Адыгейским и Минераловодски м выступами, и ограничивающие с севера складчатые сооружении Большого Кавказа.

В пределах краевых прогибов и северного склона антиклиш > рия Большого Кавказа складки имеют сложное строение с разрыи ными нарушениями и диапирами.

Фундамент в пределах НГСП разновозрастный — от байкальского до герцинского включительно, на большей части — герци! i ский. Осадочный чехол сложен породами палеозойского, мезозой ского и кайнозойского возраста.

Пермские и триасовые отложения в Предкавказье развиты почти повсеместно.

Вышележащие отложения выполнены терригенно-карбонатными толщами юры, мела, палеогена, неогена различной мощное ти. Западно-Кубанский краевой прогиб имеет субширотное про стирание и асимметричное строение. Фундамент герцинского воч раста, к осевой части погружается до 13 км. В основании осадоч ного чехла предполагается наличие мощных до 1,5 — 2 км толщ три асовых отложений. На северном пологом и широком борту проги ба платформенный чехол начинается с нижнеюрских отложений, Южный борт прогиба наложен на складчатые комплексы палое > цена-эоцена и мезозоя Северо-Западного Кавказа и восточной погребенной части Крыма. Краевой прогиб сложен олигоцен-чет вертичной молассовой толщей мощностью более 5 км. В централь­ной части с юга примыкает Керченско-Таманский поперечный прогиб, выполненный олигоцен- четвертичными молассами и на ложенными на ступенчато погружающиеся складчатые комплек­сы палеоцен-эоцена и мела Северо-Западного Кавказа.

В Восточно-Кубанской впадине фундамент погружен на 8 км. В осадочном выполнении (3 — 8 км) прогиба существенная роль принадлежит юрским отложениям, содержащим в верхах разро-за соленосную толщу. Эта часть прогиба характеризуется устой чивым прогибанием в течение всего альпийского времени. В бор­товых частях мощность юрских отложений сокращается вплоть до полного выклинивания. Структура подсолевых нижне-средно-юрских осадков изучена недостаточно, однако в южной бортовой зоне прогиба установлена Спокойненская антиклинальная цепь, состоящая из многочисленных поднятий. В широком и пологом северо-восточном борту прогиба, где выделяется Кропоткинская антиклинальная зона, осадочный чехол начинается с нижнего мела.

Терско-Каспийский краевой прогиб занимает юго-восточ­ную часть Предкавказья, осложнен рядом глубоко погруженных структурных элементов, наиболее крупными из которых являют­ся Терско-Сулакский и Северо-Апшеронский прогибы, разделен­ные Дербенским выступом. В западной части Предкавказский прогиб осложнен Терской и Сунжинской антиклинальными зо­нами. Глубины погружения герцинского фундамента превыша­ют 14 км. Платформенный чехол на внешнем борту прогиба на­чинается с нижне- средней юры. Выполняющие прогиб олигоцен-антропогеновые молассы имеют мощность до 5 км. Юго-восточ­ный борт прогиба претерпел постплатформенную орогению («третичный» Дагестан).

Северная моноклиналь Центрального Кавказа представляет собой широкую приподнятую зону, разделяющую Западно-Кубан­ский и Терско-Каспийский прогибы. Фундамент, прорванный на юге верхнепалеозойскими гранитоидами, выходит здесь на днев­ную поверхность, полого погружаясь на север до 2 км.

Первая в России скважина, из которой был получен фонтан нефти, на территории субпровинции пробурена механизирован­ным способом в 1864 г., в долине Кудако вблизи Анапы. Этот год и считается началом развития отечественной нефтяной промышлен­ности. Здесь же на Кубани начал свою деятельность И.М. Губкин, в результате иследований которого были выявлены литологичес-кие залежи нефти, названные за их форму рукавообразными. Гео­логи США лишь спустя много лет смогли обнаружить такого типа чалежи и назвали их шнурковыми. В 1893 г. первая нефть из сред-немиоценовых отложений получена на Старогрозненском место­рождении, в 1901 г. — в Дагестане.

С тех пор в этой субпровинции открыто около 200 месторож­дений, в том числе такие известные месторождения как Асфаль­товая Гора, Хадыженское, Ахтырско-Бугундырское нефтяные, ЗыбзаТлубокий Яр, Анастасиевско-Троицкое, Малобабчинское, Приозерное, Глазовское нефтяные, Борзовское и др. в Западно-Кубанской НГО; Отрадненское, Темиргоевское в Восточно-Ку-оанской НГО; Малгобек-Горское, Октябрьское, Брагунское не­фтяные, Шамхалбулакское, Инчхе-море, Шахмал-Булак, Махач­кала и др.

Скопления нефти и газа в Предкавказской НГСП чаще всего многопластовые. Нередко встречаются литологические залежи, подовые и тектонически-экранированные.

Основные продуктивные горизонты, содержащие нефть, ran и. газоконденсат, выявлены в отложениях триаса, юры, мела, па­леогена, неогена. Коллекторами являются терригенные и карбо­натные, часто рифогенные образования.

Наибольшей продуктивностью отличаются горизонты в ниж­немеловых отложениях, сложенные песчаниками и алевролитами, а также трещиновато-кавернозные известняки верхнего мела и песчано-алевролитовые горизонты палеоген-неогеновых отложе­ний (майкопская свита).

Палеозойский перспективный НГК представлен мергельно-известняковой толщей перми мощностью 500 м, изверженными и метаморфическими породами различного состава.

Триасовый перспективный НГК выражен терригенными и карбонатными осадочными и вулканогенными породами мощно­стью 700 - 1500 м.

Нижне-среднеюрский НГК мощностью 500 — 4000 м сложен и основном песчаниками, аргиллитами, алевролитами. Выявлены га-зоконденсатные залежи на Юбилейном, Лабинском и др. место­рождениях.

Келловей-кимериджский (подсолевой) НГК мощностью 70 — 850 м представлен известняками и доломитами с пачками терригенных пород небольшой мощности в нижней части комплекса. Продуктивность келловейских песчаников доказана на Баракаепском нефтяном и Темиргоевском газоконденсатном, Кошехабльском газовом и др. месторождениях. Газонефтяная залежь в оксфорде открыта на Лабинском месторождении. Перспективен комплекс в Терско-Каспийской НГО.

Титон-валанжинский (надсолевой) НГК мощностью 300-1650 м представлен известняками, доломитами, гипсами, ангидри­тами с подчиненными прослоями глин и мергелей. Продуктивны пачки трещинных, трещинно-кавернозных известняков, в кото­рых открыты залежи нефти на Заманкульском и Харбижинском месторождениях, газоконденсата на Старогрозненском и Малго-бек-Горском, газа — на Датыхском месторождениях.

Нижнемеловой (готерив-альбский) НГК мощностью 400 -1200 м сложен пластами и пачками песчаников, глин, алевролитов с незначительным содержанием карбонатных пород. В этом ком­плексе открыты залежи нефти на Малгобек-Горском, Заманкуль­ском, Старогрозненском, Хаян-Кортовском, Дузлакском и газа на Хошмензильском, Дагогнинском и др. месторождениях.

Верхнемеловой НГК мощностью 215 — 850 м представлен из­вестняками, мергелями, глинами, в которых открыты значитель­ные залежи практически на всей территории провинции на Кара-булак-Ачалукском, Старогрозненском, Хаян-Кортовском, Брагун-ском, Правобережном и др. месторождениях.

Палеоцен-эоценовый НГК мощностью 150 — 2050 м сложен мергелями, глинами, алевролитовыми известняками. Продуктив­ные пласты выявлены в кумской, калужской, ильской, зыбзинс-кой, горячеключевской свитах'в Западно-Кубанской НГО на Новодмитриевском, Абино-Украинском, Ахтырско-Бугундырском, Восточно-Северском и др. газонефтяных месторождениях.

Олигоцен-нижнемиоценовый (майкопский) НКГ мощностью 600 — 1350 м выражен пачками песчаников, алевролитов, песков в толще глин. В западной части провинции мощность и количество песчаных прослоев резко увеличивается. В Западно-Кубанской НГО продуктивны горизонты на Нефтегорском, Ключевском, Но-водмитриевском, Калужском, Азовском и др. месторождениях нефти. На востоке субпровинции кратковременные фонтанные притоки нефти были получены на Бенойской, Карабулакской, Кировской, Ачисинской площадях.

Неогеновый (среднемиоцен-плиоценовый) НГК мощностью 1200 — 3700 м представлен прослоями, пачками и пластами песча­ников, алевролитов, глин, известняков, мергелей. Продуктивные горизонты связаны с пластами песчаников в отложениях понти-ческого, мэотического ярусов в Анастасиевско-Троицком место­рождении, сарматского яруса, караганского и чокракского гори­зонтов на Зыбзинском, Северо-Крымском, Абино-Украинском ме­сторождениях в Западно-Кубанской НГО. На востоке субпровин­ции газонефтеносны отложения сарматского яруса, нефтеносны пласты караганского и. чокракского горизонтов в Чеченской и Ингушской республиках, отдельные свиты в Южном Дагестане (на Малгобек-Горском, Старогрозненском, Октябрьском, Махачка­линском и др. месторождениях). В Терско-Каспийской НГО про­дуктивные караганские и чокракские отложения содержат от 17 до 25 преимущественно нефтенасыщенных горизонтов.

В пределах НГСП выделяется 3 промышленно нефтегазонос­ных и газоносных области и несколько самостоятельных районов: Западно-Кубанская НГО, Восточно-Кубанская ГО, Терско-Каспий-гкая НГО; Керченско-Таманский, Южно-Дагестанский, Северо-Лзербайджанский нефтегазоносные самостоятельные районы.

ЗАПАДНО-КУБАНСКАЯ ГНО соответствует Западно-Кубанс­кому краевому прогибу. Максимальная мощность осадочного чех ла 12км. Основные продуктивные подкомплексы — нижнемело вой, палеогеновый, неогеновый. Почти все запасы на глубинах 1 -3 км. Типы залежей — сводовые, тектонически экранированные, стратиграфически и литологически ограниченные. Месторождения часто многопластовые. Открыто около 80 месторождений не­фти и газа (Северо-Крымское (рис. 180), Гарбузовское (рис. 181), Сладковское (рис. 182), Западно-Нефтяное (рис. 183), Анастасиен-ско-Троицкое (рис. 184), Фонталовское (рис. 185), Хадыженскос (рис. 186), Зыбза-Глубокий Яр, Ахтырско-Бугундырское, Асфаль­товая Гора и др.).

Анастасиевско-Троицкое газонефтяное месторождение (рис. 184) расположено в 125 км к западу от г. Краснодара. Откры то в 1953 г., разрабатывается с 1954 г. Приурочено к брахиантш-линали в пределах Анастасиевско-Краснодарской антиклинальной зоны. Складка осложнена двумя сводовыми поднятиями, имеет paзмеры 27,5x2,5 км и высоту около 400 м. Углы падения крыльев со­ставляют 10—14°. На Анастасиевском поднятии зафиксировано диапировое ядро майкопских глин, доходящее до верхнеплиоцено­вых отложений. С этим ядром контактируют залежи нефти и газа. Установлены 10 залежей в плиоцене и миоцене на гл. 750-./770 м. Горизонты I, la, II, III содержат газ, IV — нефть с газовой шапкой, V, VI, Via, VII —нефть. Залежи пластовые сводовые, неко­торые литологически ограниченные. Основной продуктивный го­ризонт — IVс эффективной толщиной до 50 м. Газонефтяной кон­такт -1502м, водопефтяной -1521-1532м. Высота газовой шапки 100 м. Коллекторы паровые (пески и песчаники); пористость 20— 30%, проницаемость до 0,9 мкм.². Начальное пластовое давление соответствует гидростатическому, t —38—66°С. Состав газа, %: СН₄ - 91-98, С₂Н₆+ высшие - 3,5-0,80; СО₂ - 5,0-0,2; N₂~ go 1,3. Нефть содержит серы до 0,3%, парафина доЗ%. Плотность неф­ти 830-908 кг/м³.

Хадыженское нефтяное месторождение (рис. 186) открыто л 1914 г., разрабатывается с 1934 г. Содержит три промышленные за­лежи, в плане совпадающие друг с другом. Продуктивные горизонты заливообразно, в виде фестонов, выступают перпендикулярно к поло­се майкопских песков и вытянуты в направлении восстания слоев, об­разуя литологические ловушки для нефти. Мощность песчаных плас­тов закономерно уменьшается по восстанию оси и в обе стороны от

Рис. 180. Северо-Крымское нефтяное месторождение [16]:

1 — изогипсы по кровле горизонта XVIII (чокрак), м; 2 — тектоническое нарушение; 3 — контур нефтеносности; 4 — залежи нефти; 5 — скважи­ны; 6 — линия профиля

Рис. 181. Гарбузовское газовое месторождение [16]:

1 - изогипсы по кровле II психического горизонта, м; 2 — контур газо­носности; 3 — залежь газа; 4 — скважины; 5 — линия профиля

Рис. 182. Сладковское газовое месторождение [16]:

1 — изогипсы по кровле продуктивного пласта нижнего чокрака, м; 2 — тектонические нарушения; 3 — начальный внешний контур газоноснос­ти; 4 — газоконденсатная залежь; 5 — скважины; 6 — линия профиля

Рис. 183. Западно-Нефтяное нефтяное месторождение [16]:

1 — изогипсы по кровле продуктивного горизонта сарматского яруса вер хнего миоцена, м; 2 — тектонические нарушения; 3 — контур нефтеносно­сти; 4 — залежь нефти; 5 — скважины; 6 — линия профиля; 7 — брекчии

Рис. 184. Анастасиевско-Троицкое газонефтяное месторождение [9]. Геологический разрез:

1 - нефть; 2 - газ; 3 - диапировое ядро

Рис. 185. Фонталовское газовое месторождение [16]:

1 — изогипсы по кровле турон-сантонского яруса верхнего мела, м; 2 — контур газоносности; 3 — залежь газа;

4 — скважины; 5 — линия профиля

Рис. 186. Хадыженское нефтяное месторождение (по С.Т. Короткову):

а — структурная карта по майкопскому реперу; б — геологический раз­рез; 1 — контуры выклинивания песчаных горизонтов (I — VII) Майкопа; 2 — изогипсы, м; 3 — литологические залежи нефти

нее. Для всех залежей характерно отсутствие газовых шапок, что объясняется близостью головных частей залежей к дневной поверх­ности.

ВОСТОЧНО-КУБАНСКАЯ ГНО включает Восточно-Кубанский прогиб и Адыгейский выступ. Максимальная мощность осадочно­го чехла 8 км. Основные продуктивные подкомплексы — нижне­меловой и палеогеновый. Залежи газоконденсатные и газовые сво­дового и экранированного типа, многопластовые на глубинах 2,5 — 4 км (Александровское, Кошехабльское (рис. 187), Кузнецовское (рис. 188), Советское (рис. 189), Майкопское (рис. 190), Соколов­ское (рис. 191), Южно-Советское (рис. 192) и др.).

Майкопское газоконденсатное месторождение (см. рис. 190) расположено в 15 км к северу от г. Майкопа. Открыто в 1958 г., разрабатывается с 1960 г. Приурочено к брахиантиклинальной складке, осложняющей северный борт Адыгейского выступа. Вы­явлено 5 залежей в отложениях нижнего мела. Залежи пласто­вые сводовые. Продуктивные горизонты сложены песками и пес­чаниками. Тип коллектора поровый. Пористость 15,5—17,5 %, про­ницаемость до 1,4 мкм². Глубина верхней залежи в своде 2435 м, нижней — 2670м. Эффективная толщина пластов от 6,5до 70м. На­чальное пластовое давление 26,6 МПа в верхней залежи, 30,3 МПа — в нижней. Состав газа, %: СН₄ - 87,9-90, С₂Н₆+высшие - 6,2-6,9, N₂ — 1—1,5. Содержание стабильного конденсата до 85 г/м³. Плотность конденсата — 795—815 кг/м³.

Соколовское газоконденсатное месторождение (см. рис. 191) содержит гидродинамическую залежь в песчаном пласте 1 альбского яруса, приуроченную к структурному носу. Промыш-ленно продуктивны только скважины, пробуренные в средней, от­носительно погруженной части структурного носа. На гипсо­метрически более приподнятом участке пласт I оказался водо­носным. Поверхность раздела газ-вода характеризуется слож­ной, выпуклой в сторону подошвы пласта формой с общим накло­ном в сторону направления регионального движения вод. Сред­няя глубина залегания пласта I — 3590 м, средняя эффективная мощность 6,9м, пористость 15 %, проницаемость 69-Ю'¹⁵м². Ра­бочие дебиты скважин достигали 300—350 тыс. м³/сут, но уже через несколько месяцев эксплуатации начиналось обводнение скважин.

Южно-Советское газоконденсатное месторождение (см. рис. 192) приурочено к антиклинальной складке размерами 4,5x3,0 км

Рис. 187. Кошехабльское газоконденсатное месторождение [16]:

1 — изогипсы по кровле продуктивного горизонта в отложениях Оксфор­да, м; 2 — контур газоносности; 3 — залежи газа; 4 — скважины; 5 ~ линия профиля

Рис. 188. Кузнецовское газонефтяное месторождение [16]:

1 — изогипсы по кровле батского яруса средней юры, м; 2 — контур газо­носности; 3, 4 — залежи: 3 — нефти, 4 — газа; 5 — скважины; 6 — линия профиля

Рис. 190. Майкопское газоконденсатное месторождение [16]:

1 — изогипсы по кровле III продуктивного горизонта нижнего мела, м;

2 — тектоническое нарушение; 3 — первоначальный внешний контур га­
зоносности; 4 — залежи газа; 5 — скважины; 6 — линия профиля

Рис. 189. Советское нефтяное месторождение [16]:

1 — изогипсы по кровле продуктивной пачки Майкопа,,м; 2, 3 — контуры залежи: 2 — майкопской, 3 — верхнемеловой; 4 — залежи нефти; 5 — скважины; 6 — линия профиля

Рис. 191. Соколовское газоконденсатное месторождение (по Б.С. Короткову, АА. Плотникову и др.):

а — структурная карта по кровле продуктивного пласта I альба;

б — геологический разрез продуктивного пласта I:

1 — глины; 2 — песчаники; 3 — газ; 4 — контур гидродинамической

залежи газа в продуктивном пласте I альба; 5 — изогипсы, м; 6 — гидро-

изопьезы, МПа

Рис. 192. Южно-Советское газоконденсатное месторождение [9]. Геологический разрез: 1 — газ; 2 — поверхность стратиграфического не­согласия; 3 — песчаные горизонты; 4 — глинистые разделы; 5 — извест­няки верхней юры (оксфорд-кимеридж)

и высотой 60 м. Скважинами вскрыты осадочные отложения нео­ген-палеогенового, мелового и юрского возраста, а также мета-морфизованные породы фундамента (палеозой). Между меловыми и юрскими отложениями имеется угловое и стратиграфическое не­согласие. Газоносными являются I, II и IIIпласты песчаников аптско-го яруса и V, VI и VII песчано-алеврито-глинистые пачки келловея. Эффективная мощность пластов 2—28м, пористость 12—14%, про­ницаемость по керну (0,4—1652)-10'¹⁵ м². Нижнемеловые залежи пла­стовые сводовые, юрские — стратиграфически экранированные. Средние рабочие дебиты газа в скважинах, эксплуатирующих ниж­немеловые горизонты, составляли 90—150 тыс. м/сут, юрские 30— 185 тыс. м/сут. Газ содержит конденсат: I и II пласты — 320 см³/ м³, III -247 см/м³ и Vпласт - до 1500 см/м³.

ТЕРСКО-КАСПИЙСКАЯ НГО охватывает Терско-Каспийский краевой прогиб и Дагестанский выступ. Максимальная мощность осадочного чехла 12 км. Характерно развитие многочисленных нарушений в пределах локальных структур. Основные продук­тивные подкомплексы — нижнемеловой, верхнемеловой, палео­геновый, неогеновый. Залежи в неогене многопластовые, в верх­нем мелу — массивные, в большинстве сводовые или тектони­чески экранированные, редко литологически и стратиграфичес­ки ограниченные. В области сосредоточено значительное число

Рис. 193. Брагунское и Северо-Брагунское нефтяные месторождения [16];

1 — изогипсы по кровле верхнемеловых отложений, м; 2 — тектоничес­кие нарушения; 3 — контур нефтеносности; 4 — залежи нефти; 5 — сква­жины; 6 — линия профиля

Рис. 194. Шахмал-Булакское газовое месторождение [16]:

1 — изогипсы по Кровле верхнеюрских отложений, м; 2 — тектоничес­кие нарушения; 3 — контур газоносности; 4 — залежи газа; 5 — скважи­ны; 6 — линия профиля

Рис. 195. Газонефтяное месторождение Гаша [16]:

1 — изогипсы по кровле верхнемеловых отложений, м; 2 — тектоничес­кие нарушения;₀3, 4 — контуры: 3 — газоносности, 4 — нефтеносности; 5, 6 — залежи: 5 — газа, 6 — нефти; 7 — скважины; 8 — линия профиля

Рис. 196. Димитровское нефтегазоконденсатное месторождение [16]:

1 — изогипсы по кровле верхнемеловых отложений, м; 2 — тектоничес­кие нарушения; 3 — зона грабенообразного прогиба; 4 — контур нефтегазоносности; 5 — залежь газа; 6 —8 — скважины, в том числе: 7 — дав­шие нефть, 8 — давшие газ с конденсатом; 9 — линия профиля

Рис. 197. Старогрозненское нефтегазовое месторождение [16]:

1 — изогипсы по кровле верхнеюрских отложений, м; 2 — тектоничес­кие нарушения; 3 — контур нефтеносности; 4, 5 — залежи: 4 — нефти, 5 — газа; 6 — скважины; 7 — линия профиля

месторождений нефти и газа субпровинции: Брагунское и Севе-ро-Брагунское (рис. 193), Шахмал-Булак (рис. 194), Гаша (рис. 195), Димитровское (рис. 196), Старогрозненское (рис. 197), Малгобек-Вознесенско-Алиюртовское (рис. 198) и др.

Димитровское нефтегазоконденсатнонефтяное место­рождение (см. рис,,196) расположено в 15 км юго-восточнее г. Махачкалы. Открытое 1980г., в разработку введено в этом же году. Приурочено к Нараттюбинской складчато-надвиговой зоне Да­гестанского клина. Связано с крупной (27x8 км) высокоамплитуд­ной (650м) структурой, представляющей собой систему текто­нических блоков, имеющих форму брахиантиклиналей. Продук­тивны карбонатные породы верхнего мела и валанжина-верхней юры. Залежь нефти в отложениях верхнего мела в пределах са­мостоятельного блока структуры небольшая (площадь 2,5 км²). Залежи газа и нефти в отложениях верхнего мела (гл. 3,5—3,7 км) массивные, сводовые, связаны с трещинным карбонатным резер­вуаром, фильтрациошю-емкостные свойства которого неодно­родны. Эффективная газонасыщенная толщина резервуара 140— 200 м, нефтенасыщенная — 70 м; дебиты газа 80—293 тыс. м³/ сут, плотность газа 0,631 г/см³, содержание метана 91—92 %, се-

Рис. 198. Малгобек-Вознесенско-Алиюртовское газонефтяное месторож­дение [9]:

а — структурная карта по кровле верхнего мела;

б — геологический разрез: 1 — изогипсы, м; 2 — нефтяная залежь; 3 —

разрывные нарушения

роводород отсутствует. В газе отмечен конденсат (12—44 г/м³). Нефть легкая (0,807 г/см³) и маловязкая (2,2 МПа-с). Начальные пластовые давления и t — 47 МПа и 155°С. Залежь газа в трещин­ном резервуаре валанжина-верхней юры по строению аналогич­на верхнемеловой залежи, залегает на гл. 4,1 км и имеет мень­шую газонасыщенную толщину (35 м). Дебиты газа 60—210 тыс. м³/сут; газ преимущественно метановый, сероводород отсут­ствует; в газе отмечен конденсат 25—39 г/м³. Начальное плас­товое давление— 48,2МПа, t—> 155°С.

Старогрозненское нефтегазовое месторождение (см. рис. 197), расположено в 6км северо-западнее г. Грозного. Открытое 1893г., относится к категории крупных. Площадь нефтеноснос­ти основных залежей 70,8—84,5км². Приурочено к Сунженской ан­тиклинальной зоне. Продуктивны отложения караган-чокрака, верхнего и нижнего мела. Наиболее сложное строение имеет ка-раган-чокракский комплекс, образующий криптодиапировую асимметричную складку, южная половина которой взброшена на 1—1,2 км и надвинута на ее северную часть, вследствие чего в пределах последней породы залегают вертикально или запроки­нуты на юг. Поднадвиговая и надвинутая части складки также осложнены многочисленными поперечными разрывами, наиболее крупный из которых (Ташкалинский) рассекает восточную пе-риклиналь складки. В пределах взброшенной и поднадвиговой ча­стей складки нефтеносны более 15 песчано-алевролитовых пла­стов (2в, Зв, I-XII, XIV-XVI промысловой номенклатуры), а в раз­резе восточной периклинальной части складки (Ташкалинский участок) 6 пластов (IX, X, XII, XIII, XIV и XVI). Продуктивные го­ризонты залегают на глубинах +0,1—2 км. Залежи пластово-сво-довые, тектонически экранированные, литологически ограничен­ные с самостоятельными ВНК. Толщины пластов от 5 до 52 м, пористость 6—29 %, проницаемость 0,1— 3,4 мкм². Дебиты нефти от 3,5-25 т/сут (III, IV, IX, XIV пласты) до 200-1000 т/сут (2в, Зв, II, XIIпласты). Плотность нефти 0,830—0,879 г/см³, вязкость 12—14 МПа-с, сера отсутствует. За 100 лет разработки из караган-чокракских залежей добыто более 52 млн т нефти. По вер­хнемеловым отложениям месторождение более простого строе­ния. Это узкая линейно вытянутая складка размером 30,5x3,1 км, амплитудой 790 м с крутыми крыльями, осложненными наруше­ниями. Продуктивны кавернозно-трещиноватые известняки на глубине до 4,5 км. Залежь сводовая массивная. Нефтенасыщенная толщина резервуара 272м, пористость 6,7%, проницаемость 0,15 мкм². Дебаты нефти 510—2000 т/сут. Плотность нефти 0,823 г/см³, вязкость 0,19МПа-с, содержание серы 0,09%. Началь­ные пластовые давления аномально высокие 72 МПа, 1148°C. За­лежь разрабатывается с 1970 г., накопленная добыча нефти 32,692 млн т. По нижнемеловым породам складка аналогичного строения с верхнемеловыми, размеры ее 27,Зх 2,4 км, высота 650 м. Залежь сводово-массивная, продуктивны сильно уплотненные песчано-алевролито-глинистые осадки альб-апта на глубине око­ло 5 км. Толщина трещинно-порового резервуара 140 м, порис­тость 4,4%, проницаемость 0,006 мкм². Наибольший дебит неф­ти 392 т/сут. Плотность нефти 0,820 г/см³, вязкость 0,18 МПа-с, содержание серы 0,9%. Пластовое давление аномально высокое 69 МПа, 1160°С. Залежь разрабатывается с 1978 г., накопленная добыча 7,272 млн т. Небольшую газовую залежь (1,9 млрд м³) со­держат трещинные известняки валанжина на глубине 5,3км. Дебиты газа невысокие 5— 7 тыс. м/сут. Газ имеет повышенное со­держание сероводорода.

Малгобек-Вознесенско-Алиюртовское газонефтяное мес­торождение (см. рис. 198) приурочено к западной части Терского антиклинория, разбитого многочисленными нарушениями на тек­тонические блоки. Открытое 1915 г., разрабатывается с 1975 г. Разрез сложен неоген-палеогеновыми, верхне- и нижнемеловыми отложениями общей мощностью до 3200—3500 м. По отложениям неогена-палеогена выделяются: Горское поднятие с двумя север­ными поднадвигами, Алиюртовская брахиантиклиналь, Малгобек-Вознесенская система складок и др. Строение указанных текто­нических блоков сложное. Они разбиты многочисленными наруше­ниями, амплитуда которых достигает 770 м, осложняющими се­верное крыло Севере-Вознесенской складки. Углы падения пород на крыльях достигают 70—80° и нередко поставлены почти верти­кально. Строение месторождения по мезозойским отложениям значительно проще. Так, по отложениям верхнего мела на 42 км протягивается единая Малгобек-Вознесенско-Алиюртовская ан­тиклиналь шириной Зкм. Свод складки широкий, с углами падения 15—20°, которые резко возрастают в направлении крыльев склад­ки до 50—70°. В пределах складки отмечены нарушения небольшой амплитуды.

На месторождении установлены многочисленные залежи неф­ти и, в меньшей степени, газа. Наибольшее число залежей открыто в разрезе караган-чокракских отложений, которые продуктив­ны почти во всех тектонических блоках и структурах. Со многи­ми из них связаны по существу самостоятельные месторождения нефти и газа (Северный поднадвигМалгобек, Взброшенная струк­тура, Южная структура и др.). Наибольшие запасы нефти мес­торождения установлены в отложениях верхнего мела. К ним на глубинах 2700—3100м приурочена залежь массивного типа, связан­ная с трещиноватыми известняками, она занимает всю сводовую часть структуры. Начальные дебиты нефти в некоторых сква­жинах достигали 1000—2000т/сут, а дебиты при открытом фон­танировании составляли 3000—4000 т/сут. Залежи нефти откры­ты также в отложениях эоцена, нижнего мела и юры.

Нефтяные месторождения существенно преобладают над га­зовыми.

Перспективы дальнейшего прироста запасов нефти и газа связаны с освоением слабо изученных районов (Тимашевской и Ногайской ступени, Сулакской впадины), с поисками залежей в подсолевом пермо-триасово-юрском нефтегазоносном комп­лексе (Чернолесская впадина, Грозненский и Прикумский рай­оны Дагестана), в зонах регионального выклинивания продук­тивных горизонтов с освоением нефтегазоносных горизонтов на глубинах 5 — 7 км. Перспективен шельф Каспийского моря, где уже выявлены перспективные структуры Центральная и Ямала-Самур.

Поиск по сайту: