Предкавказско- Крымская (Скифская) нефтегазоносная мегапровиниия

Предкавказско-Крымская (Скифская) нефтегазонос­ная мегапровинция занимает территорию Краснодарского, Став­ропольского краев, Дагестанской и Калмыцкой республик, Ростов­ской и Астраханской областей РФ, Крымской части Украины и шельфа Азовского и Каспийского морей. Расположена в пределах Скифской эпигерцинской плиты, примыкающей к древней Восточно-Европейской платформе. На севере Скифскую плиту от древней Восточно-Европейской платформы отделяет система глубинных разломов. На юге глубинными разломами, на которые на­ложены пограничные предгорные прогибы, Скифская плита от­деляется от Альпийских горных сооружений Кавказа и Крыма (рис. 153, 154, 155).

Рис. 153. Нефтегеологическое районирование Предкавказско-Крымской плиты и пояса предгорных прогибов Северного Кавказа [47]:

а — южная и восточная погруженные части Украинского кристалличес­кого массива, перекрытые платформенным покровом относительно не­большой мощности;

б — эпиплатформенные орогены центральной части Большого Кавказа (Карачаевско-Черкесский массив) и Горного Крыма; в — складчатые оро­гены западной и восточной частей Большого Кавказа; г — погружение складок Западного Кавказа; д — граница распространения нижней мо-лассы на склонах Большого Кавказа и Горного Крыма, с которой совпа­дает южная граница Предкавказской нефтегазоносной субпровинции; с — граница между нефтегазоносными провинциями вне пределов Боль­шого Кавказа и Горного Крыма; ж — границы нефтегазоносных облас­тей; з — границы нефтегазоносных районов и зон; месторождения: и — газовые и газоконденсатные, к — газонефтяные, л — нефтяные, м — зоны литолого-стратиграфических скоплений.

Предкавказско-Крымская (Скифская) нефтегазоносная мегапровинция. А₁ — нефтегазоносная область восточной части мегавала Карпинского: зоны нефтегазонакопления: 1 — Промысловско-Цубукская, 2 — Красно-камышско-Каспийская; А₂— Терско-Кумская нефтегазоносная область: районы (здесь и далее зоны в масштабе карты не могут быть показаны): 3 — Прикумский, 4 — Чернолесский; А., — Ставропольская нефтегазоносная область: районы: 5 — Северный, 6 — Южный, 7 — Восточный, А₄ — Азово-Кубанская нефтегазоносная область: районы: 8 — Ейско-Березанский, 9 — Кропоткинский, 10 — Расшеватский; А₅ — Крымская нефтегазоносная область: районы: 11 — Тарханкутский, 12 — Джанкойски» Предкавказская нефтегазоносная субпровинция. Б, — Западно-Кубанская нефтегазоносная область: районы: 13 — Южный (предгорного скло­на), 14 — Северный (платформенного склона); Б₂ — Восточно-Кубансксш нефтегазоносная область: районы: 15 — Адыгейского выступа, 16 — Советский, 17 — Усть-Лабинский, 18 — Темиргоевский; Б₃ — Терско-Каспийская нефтегазоносная область: районы: 19 — Черногорский, 20 -Терско-Сунженский, 21 — Дагестанского клина, 22 — Южно-Дагестанс кий, 23 — Северо-Азербайджанский, 24 — платформенного борта: Б₄ -Таманско-Керченская нефтегазоносная область; В — Западно-Кавказс­кая нефтегазоносная область. Г — нефтегазоносная провинция Прикаспийской мегасинеклизы

В составе Предкавказско-Крымской плиты выделяются фундамент, промежуточный комплекс и платформенный покров.

Фундамент состоит из двух этажей: нижнего — докембрийского и верхнего — герцинского. Докембрийский структурный этаж образован кристаллическими породами архейского и проте-розойского возраста. Герцинский этаж представлен палеозойски ми магматическими и мощными интенсивно дислоцированными осадочными формациями.

Промежуточный комплекс (структурный этаж) выполнен по­родами пермского и триасового возраста.

Платформенный покров Предкавказско-Крымской плиты мощностью от нескольких сотен метров на западе мегавала Кар­пинского до 1500 м на Ставропольском поднятии и до 5000 м и бо­лее в Терско-Кумской впадине сложен терригенными и карбонат­ными формациями юры, мела, палеогена, неогена и антропогена, В краевых частях Терско-Кумской впадины в разрезе появляются позднеюрские эвапориты.

В северо-западной части Скифской плиты выделяется Каркинитско-Северо-Крымский прогиб, приуроченный к пограничной полосе древней и молодой платформ, охватывающий северные районы Крыма, Каркинитский залив, значительную часть северо­западного шельфа Черного моря и ограничивается на востоке Чингульской седловиной, а на западе Одесским разломом. Наиболее глубокая часть прогиба (Михайловская депрессия) располагается в шельфовой зоне между Одесским и Николаевским глубинными разломами. Здесь подошва меловых отложений залегает на глуби­нах 7 — 8 км, приподнимаясь в восточном направлении до 3 — 4 км.

Риc. 154. Схема тектонического районирования Северного Кавказа (по материалам А.И. Летавина и др. [1987]).

I — границы тектонических элементов I порядка, 2 — границы тектони­ческих элементов II порядка.

Тектонические элементы (цифры на схеме): 1. Азовский выступ: 1 — Ростовское поднятие, 2 — Екатериновско-Кущевская зона поднятий, 3 — Канеловская зона поднятий, 4 -Щербиновская зона поднятий, 5 — Копанский прогиб, 6 — Еланчикский прогиб; 2. Кряж Карпинского: 1 — Полдневский вал, 2 — Промыслово-Цубукский вал, 3 — Камышанско-Каспийская ступень, 4 — Бузгинское поднятие, 5 — Заветнинско-Чилгирское поднятие, 6 — Элистинский вал, 7 — Белоглинский вал, 8 — Восточно-Донбасский вал, 9 — Гашунско-Зимовниковский прогиб, 10 — Северо-Бузгинский прогиб; 3. Ирклиевская впадина: 1 — Ленинградская зона поднятий, 2 — Крыловская зона поднятий; 4. Каневско-Березанская система поднятий;

5. Западно-Ставропольская впадина: 1 — Сальский вал, 2 — Расшеватское поднятие, 3 — Соколовско-Алексеевская зона поднятий, 4 — Калниболотский выступ; 6. Восточно-Кубанская впадина: 1 — Спокойненский выступ, 2 — Беломечетский прогиб; 7. Ставропольский свод: 1 — Южно-Став­ропольский вал, 2 — Сенгилеевское поднятие, 3 — Северо-Ставропольский вал, 4 — Тахта-Кугультинское поднятие, 5 — Безопасненское подня­тие, 6 — Грачевско-Благодарненская зона поднятий, 7 — Мирненская зона i юднятий;

8. Зона Манычских прогибов: 1 — Тузловско-Пролетарский про­гиб, 2 — Гудиловский прогиб, 3 — Арзгирский прогиб, 4 — Восточно-Манычский прогиб, 5 — Величаевско-Максимокумский вал, 6 — Чограйский прогиб, 7 — Дадынский вал, 8 — Зунда-Талгинская седловина; 9. Восточ­но-Ставропольская впадина: 1 — Янкульское поднятие, 2 — Чернолесский прогиб; 10. Прикумская система поднятий: 6 — Кочубеевский вы-

ступ, 7 — Довсунский прогиб, 8 — Кумский прогиб, 9 — Бажиганский про гиб, 10 — Чернорынковский прогиб;

11. Тимашевская ступень: 1 — Динской вал; 12. Ногайская ступень: 1 — Степновское поднятие, 2 — Орта Тюбинское поднятие, 3 — Крайновская ступень, 4 — Березкинскийпро гиб, 5 — Тереклинский прогиб;

13. Северная моноклиналь Центрального Кавказа: 1 — Адыгейский выступ, 2 — Черкесско-Фроловская антикли нальная зона, 3 — Минераловодский выступ, 4 — Лабино-Зеленчукскам моноклиналь, 5 — Кисловодская ступень, 6 — Балкарская моноклиналь; 14. Западно-Кубанский передовой прогиб: 1 — Анастасиевско-Троицкан антиклинальная зона, 2 — антиклинальная зона южного борта, 3 — Шапсуго-Апшеронский вал, 4 — Хадыженская моноклиналь, 5 — Славянско-Рязанский прогиб, 6 — Керченско-Таманский прогиб; 15. Терско-Каспийский передовой прогиб: 1 — Сунженская антиклинальная зона, 2 — Терс­кая антиклинальная зона, 3 — Советско-Курская структурная зона, 4 -Предтерский прогиб, 5 — Осетинская впадина, 6 — Чеченская впадина, 7 — Аргуданский выступ, 8 — Баксанская моноклиналь, 9 — Черногорс­кая моноклиналь, 10 — Сулакский прогиб, 11 — Нараттюбинская складчато-надвиговая зона, 12 — Талгинское поднятие, 13 — Губденский выс­туп, 14 — Миатлинский выступ, 15 — Приморская антиклинальная зонн, 16 — Восточная антиклинальная зона, 17 — Западная антиклинальная зона, 18 — Притеречная антиклинальная зона

На севере к Каркинитско-Северо-Крымскому прогибу примы­кает Южно-Украинская моноклиналь, характеризующаяся срав­нительно простым строением и погружением кристаллического фундамента к югу на глубины до 3 км.

Северо-Азовский прогиб, расположенный восточнее Украин­ской моноклинали, в западной части узкий (20 км) и неглубокий (1 — 1,5 км), в восточном направлении расширяется до 60 км и уг­лубляется до 2 — 2,5 км. Северный его борт разбит серией продоль­ных нарушений, обусловивших формирование приразломных складок в мел-палеогеновых отложениях. Южным ограничением прогиба является Главное Азовское нарушение, представляющее собой крупный сброс с амплитудой до 2 км.

К юго-западу от Северо-Азовского прогиба располагается поло­са приподнятого залегания складчатого основания (1 — 3 км), отвеча­ющая Среднеазовскому поднятию. Это крупная положительная суб­широтная структура, протягивающаяся через всю акваторию Азов­ского моря и переходящая в Северо-Западном Предкавказье в Каневско-Березанскую зону поднятий. Западным ее ограничением яв­ляется Нижнегородская седловина, северным и южным — соответ­ственно Главное Азовское и Титаровское нарушения.

Азовский выступ представляет собой восточное погружение Украинского щита древней платформы. Фундаментом выступа

Рис. 155. Схема нефтегазогеологического районирования Северного Кав­каза [16]:

I — 4 — границы: 1 — нефтегазоносной провинции, 2 — нефтегазонос­ных областей, 3 — нефтегазоносных районов, 4 — зон нефтегазонакопления; 5 — территория отсутствия месторождений (по результатам ра­нее проведенных буровых работ)

Западно-Предкавказская газонефтеносная область: I₁ — Азовский газо­носный район (зоны газонакопления: 1 — Ростовская, 2 — Екатериновско-Кущевская); 12 — Каневско-Березанский газоносный район (зоны га-юнакопления: 3 — Ленинградская, 4 — Крыловская, 5 — Каневско-Беремнская, 6 — Некрасовская), 7 — Тимашевская; 13 -Западно-Ставрополь­ский газоносный район (8 — Архангельско-Армавирская зона газонакоп­ления); 14 — Восточно-Кубанский газонефтеносный район (зоны газонефтенакопления: 9 - Ловлинско-Южно-Советская, 10 - Темиргоевско-Кузнецовская);15 — Майкопский газоносный район (11 — Майкопская зона газонакопления)

Центрально-Предкавказская газонефтеносная область: II₁ — Северо-Ставропольский газоносный район (зоны газонакопления: 12 — Тахта-Кугультинско-Сенгилеевская, 13 — Грачевско-Кучерлинская); II₂ — Южно-Ставропольский нефтегазоносный район (14 — Убежинско-Николаевская зона нефтегазонакопления)

Восточно-Предкавказская нефтегазоносная область: III, — Восточно-Манычский нефтегазоносный район (зоны нефтегазонакопления: 15 — Таша-Комсомольская, 16 — Величаевско-Максимокумская); III₂ — Прикумский нефтегазоносный район (зоны нефтегазонакопления: 17 — Сухокумская, 18 — Юбилейно-Кумская, 19 — Тюбинско-Соляная, 21 — Прасковейско-Ачикулакская; 20 — Озек-Суатская зона нефтенакопления;22 — Мирненская газонакопления); III₃ — Восточно-Ставропольский нефтегазоносный район (23 — Журавская зона нефтегазонакопления)

Газонефтеносная область кряжа Карпинского: IV, - Промысловско-Камышанский газонефтеносный район (24 - Промысловско-Цубукскон зона газонефтенакопления; 25 - Камышанско-Каспийская зона нефте-газонакопления)

Западно-Кубанская нефтегазоносная область: V₁ - нефтегазоносный район Южного борта (зоны нефтегазонакопления: 26 - Хадыженская, 27 - Ахтырско-Северская, 28 - Кудако-Киевская); V₂ - нефтегазовосный район центральной части и Северного борта (29 - Анастасиевско Троицкая зона нефтегазонакопления; 30 — Славянско-Рязанская зона газонакопления); V₃ - Таманский газоносный район (31 - Керченско-Tаманская зона нефтегазонакопления; 32 - Северо-Таманская зона газонакопления)

Терско-Каспийская нефтегазоносная область: VI₁ — Терско-Сунженский нефтегазоносный район (зоны нефтенакопления: 33 - Терская, 34 - Сунженская, 36 - Советско-Курская; зоны нефтегазонакопления: 35 - Притеречная, 37 - Алханчуртско-Петропавловская); VI₂ - Южно-Дагестанский газонефтеносный район (зоны газонефтенакопления: 38 – Нарат-тюбинская, 40 — Западная; 39 — Приморская зона нефтегазонакопло ния; 41 — Восточная зона газонефтенакопления)

служат докембрийские кристаллические породы, залегающие на глубинах от 0,4 до 2-3 км. Платформенный чехол на большей час­ти выступа начинается с отложений нижнего мела.

Кряж Карпинского — обширный тектонический элемент, гра­ничащий с южной частью Прикаспийской синеклизы. Фундамен­том являются складчатые верхнепалеозойские породы донбасско­го (миогеосинклинального) типа, ступенчато погружающиеся к востоку от положительных отметок на периферии Донбасса до глубин 3 км у побережья Каспия и 5 км в Среднем Каспии. На вос­токе кряжа в грабенах залегает доплитный комплекс (верхняя пермь-нижний триас). Платформенный чехол начинается с ниж­ней и средней юры на востоке и с верхнего мела на западе.

Зона Манычских прогибов — протяженная линейная струк­тура, ограничивающая кряж Карпинского с юга. Фундамент в ос­новном средне- и верхнепалеозойский, залегающий от 1 км на за­паде до 6 — 7 км на востоке. Зона представляет собой систему гра­бенов, выполненных сложнопостроенным тафрогенным (верхне-пермско-триасовым) комплексом мощностью 2 — 2,5 км. Платфор­менный чехол начинается с нижней и средней юры на востоке и верхнего мела на западе.

Западно-Ставропольская впадина располагается между Азов­ским выступом на западе и Ставропольским сводом на востоке. Фундамент впадины в основном среднепалеозойский (нижнекаменноугольный) и частично допалеозойский, залегающий на глубинах от 2,3 км на севере до 3,5 км на юге. Тафрогенный комплекс (верхняя пермь-нижний триас) развит неравномерно в грабенах. Платформенный чехол начинается в основном с отложений ниж­него мела.

Ставропольский свод — крупная, поперечная по отношению и общему кавказскому простиранию структура. Фундамент свода сложен метаморфизованными породами верхнего девона и ниж­него карбона с включениями верхнепалеозойских гранитоидных интрузий. Глубина его залегания 1—2 км. Доплитный комплекс за­стает в грабенах центральной части свода (верхняя пермь). Плат­форменный чехол начинается с отложений нижнего мела.

У большинства рассмотренных ниже структурных элементов фундамент аналогичен Ставропольскому своду.

Восточно-Ставропольская впадина располагается к юго-востоку от Ставропольского свода. Ее фундамент залегает на отмет­ках от 2 км на западе до 6 км на востоке. Тафрогенный комплекс

развит на значительной части впадины, особенно в восточной по­ловине, где достигает 1 км мощности. Платформенные отложения начинаются с нижне-среднеюрских образований на востоке и с

нижнемеловых — в западной части.

Прикумская система поднятий простирается от восточной части Ставропольского свода до побережья Каспия, ступенчато погружаясь к востоку по поверхности фундамента от 3 до 6 км. На большей части этого элемента развиты отложения тафрогенного комплекса. Платформенный чехол начинается в основном с юрс­ких отложений.

Ногайская ступень по поверхности фундамента представлена сложной системой продольных и поперечных поднятий и прогибов. Последние выполняются мощной, более 1,5 км, толщей отло­жений доплитного комплекса. Юрские отложения в основном от­сутствуют, и разрез начинается с пород нижнего мела. Поверх­ность фундамента в пределах ступени погружена на 4 — 7 км.

Каневско-Березанская система поднятий представляет собой узкий протяженный инверсионный вал, в пределах которого склад­чатости подверглись пермско-триасовые отложения мощностью 1 — 2,5 км. Глубина фундамента колеблется от 2 до 6 км. Платфор­менный чехол начинается в основном с отложений нижнего мела.

Тимашевская ступень является моноклинальной структурой с падением пород фундамента в южном направлении от 3 до 5 км. Мощность тафрогенного комплекса составляет 0,5 — 1,5 км. Плат- форменный чехол начинается с нижне-среднеюрских отложений на юге и с нижнемеловых на севере ступени.

Северная моноклиналь Центрального Кавказа — широкая, вы­сокоподнятая зона, разделяющая Терско-Каспийский и Западно-Кубанский краевые прогибы. Фундамент прорван верхнепалео­зойскими гранитоидами на юге, выходит здесь на дневную повер­хность, погружаясь полого на север до 2 км.

В 1946 г. на Ставропольском сводовом поднятии было выявле­но Сенгилеевское газовое месторождение. Крупнейшим достиже­нием поисково-разведочных работ на нефть и газ в регионе яви­лось открытие в 1950 г. Северо-Ставропольского месторождения газа (начальные разведанные запасы 220 млрд м³). К настоящему времени в мегапровинции открыто свыше 180 месторождений. Если считать с Предкавказской субпровинцией, то в них открыто более 300 месторождений.

Нефтегазоносность на территории мегапровинции установле­на в отложениях триаса, юры, мела, палеогена и неогена, причем основные нефтяные продуктивные горизонты сосредоточены в юрской и нижнемеловой частях разреза.

Пермско-триасовый НГК мощностью 0 — 2500 м представлен терригенными и карбонатными породами; природные резервуа­ры приурочены к коллекторам трещинно-кавернозного типа. От­крыты многочисленные месторождения нефти и газоконденсата в Азово-Кубанской НГО (Ленинградское, Челбасское, Каневское, Крыловское и др.) и Терско-Кумской НГО (Урожайное, Колодез­ное, Южно-Буйнакское, Зимнеставкинское и др. месторождения).

Нижне-верхнеюрский НГК мощностью от 0 — 600 м до 1500 — 2500 м разделяется на два подкомплекса: верхний — карбонатно-эвапоритовый (верхнеюрский) и нижний — терригенный (сред­не-нижнеюрский), в которых выделяется до 5 продуктивных го­ризонтов мощностью 10 —40 м. Нефтегазоносен в Терско-Кумс­кой НГО (Максимокумское, Величаевское, Безводное, Русский Ху­тор и др.) и в НГО восточной части мегавала Карпинского (Кас­пийское и др. месторождения).

Нижнемеловой (неоком-альбский) НГК мощностью 0 — 800 м подразделяется на два подкомплекса. Верхний альб-аптский (тер­ригенный) содержит в разрезе до 5 пластов, мощностью 10 — 50 м. Нижний-неокомский (терригенно-карбонатный) имеет в своем составе 7 продуктивных горизонтов. Содержит залежи газа и конденсата на территории Азово-Кубанской НГО (Каневское, Березанское, Старо-Минское, Кущевское, Армавирское и др.), Причерноморско-Крымской НГО (Западно-Октябрьское, Татьяновское и др.), Ставропольской НГО (Мирненское). Нефтяные и газоконденсатные залежи открыты в Терско-Кумской НГО (Величаевское, Колодезное, Зимнеставкинское, Озексуатское, Сухокумское и др.), НГО восточной части мегавала Карпинского (Промысловское, Олейниковское и др. месторождения).

Верхнемеловой НГК мощностью 250 — 750 м представлен карбонатными породами, которые нефтегазоносны по всей террито­рии. Открыты многочисленные залежи УВ в Терско-Кумской НГО (Ачикулакское, Величаевское, Озексуатское, Прасковейское и др.), НГО восточной части мегавала Карпинского (Оленековское и др.), Причерноморско-Крымской НГО (Серебрянское и др. мес­торождения).

Палеогеновый терригенно-карбонатный НГК мощностью от 300 — 2000 м содержит главным образом скопления газа (Северо-Ставропольско-Пелагиадинское, Тахта-Кугультинское, Сангилеев-ское, Джанкойское, Глебовское, Стрелковое и др.).

Неогеновый НГК характеризуется значительной литологической изменчивостью, а в ряде районов глубокой эрозией разреза (нередко до караган-чокрака). В платформенных районах региона небольшие газовые скопления в маломощном и, как правило, в слабо дислоцированном разрезе комплекса встречаются эпизоди­чески. Основная продуктивность связана с краевыми прогибами.

Наблюдается пространственная закономерность в распреде­лении нефти и газа. Газонакопление связано со структурными эле­ментами, длительное время занимавшими высокое гипсометричес­кое положение (Ставропольский свод, кряж Карпинского). Нефтенакопление приурочено к погребенным поднятиям, испытавшим длительное погружение (Прикумское поднятие).

В Скифской нефтегазоносной провинции выделяется 6 НГО: Причерноморско-Крымская, Азово-Кубанская, Ставропольская, Герско-Кумская, восточной части мегавала Карпинского, Цент­рально-Каспийская.

ПРИЧЕРНОМОРСКО-КРЫМСКАЯ ГНО (рис. 156) расположе­на в пределах Каркинитско-Северо-Крымского прогиба, выполненного преимущественно образованиями мелового и палеогено­вого возраста. Фундамент залегает на глубине до 7 — 8 км. Главным продуктивным газоносным и газоконденсатным комплексом яв-

Рис. 156. Обзорная карта месторождений нефти и газа Черноморско-Крымской нефтегазоносной области [9]:

а — границы тектонических элементов; месторождения: б — нефтяные; в — газовые; г — газонефтяные.

I — Южный склон Украинского щита; II — Каркинитско-Сивашский про­гиб; III — Крымский свод; IV — Горный Крым; V — Восточное погруже­ние Горного Крыма; VI — Индоло-Кубанский прогиб; VII — Азовский вал; VIII — Северо-Азовский прогиб. Месторождения: 1 — Голицинское, 2 — Оленевское, 3 — Черноморское, 4 — Межводненское, 5 — Карловское, 6 — Краснополянское, 7 — Глебовское, 8 — Кировское, 9 — Задорненское, 10 — Серебрянское, 11 — Западно-Октябрьское, 12 — Ок­тябрьское, 13 — Джанкойское, 14 — Стрелковское, 15 — Владиславское, 16 — Мошкаревское, 17 — Куйбышевское, 18 — Белокаменское, 19 — Мысовое, 20 — Малобабчинское, 21 — Борзовское, 22 — Приозерное

ляется палеогеновый (майкопские и палеоценовые отложения). Определенные перспективы связывают с нижнемеловыми отло­жениями, в которых в настоящее время выявлены единичные ме­сторождения газоконденсата и нефти (Западно-Октябрьское, Татьяновское, Октябрьское, Джанкойское), а в отдельных скважи­нах получены притоки нефти.

Октябрьское нефтяное месторождение (рис. 157) располо­жено в 8 км юго-восточнее г. Грозного. Приурочено к Сунженской антиклинальной зоне. Месторождение, залежи которого откры­вались в 1913, 1960 и 1981 гг., как правило, сразу же вводились в раз-

Рис. 157. Октябрьское и Западно-Октябрьское нефтяные месторожде­ния. Структурная карта по кровле альбского яруса (по Р. М. Новосилецкому и др.): 1 — разрывные нарушения; 2 — контур нефтеносности; 3 — контур газоносности; 4 — изогипсы, м

работку, относится к категории крупных, площадь нефтеносно­сти 26,2—55,8км². Продуктивны отложения караган-чокрака, верхнего и нижнего мела. Залежи нефти в песчано-алевролитовых осадках караган-чокрака приурочены к складке коробчатого стро­ения размерами 17х 3,5 км и амплитудой около 700 м. Складка осложнена в присводовых частях тектоническими нарушениями. Более 20 пластов (I—XXII), залегающих на глубинах 0,4—1,1 км, содержат пластово-сводовые, нередко тектонически экранирован­ные залежи. Эффективная толщина пластов 3,5—50м, пористость 15,9—26,8 %, проницаемость 0,05—2,2 мкм². Дебиты нефти от 2— 10 т/сут (II, XII, XXI пласты) до 500-1000 т/сут (XVI, XX, XXII пласты). Плотность нефти 0,815—0,847г/см³, вязкость до 5 МПа-с, Содержание серы 0,22%. Пластовые давления близкие к гидроста­тическим 3—10 МПа, 185°С. Известняки верхнего мела содержат на глубине 4,6 км массивную залежь нефти в сводовой части вы-сокоамплитудной брахиантиклинали (0,7 км), имеющей размеры 13x3 км. Эффективная толщина трещинно-кавернозного резерву­ара 302 м, проницаемость 0,063 мкм². Дебиты нефти 100—460 т/сут, плотность нефти 0,812г/см³, вязкость 0,19 МПа-с, содержа­ние серы 0,12%. Начальные пластовые давления аномально высо­кие 68 МПа, 1165°C. Небольшую по размерам залежь нефти (пло­щадь 1,5км²) на глубине около 4,8 км содержат песчано-алевролито-глинистые осадки альб-апта. Породы сильно уплотнены, и фильтрационно-емкостные свойства резервуара определяются развитием зон микротрещиноватости. Залежь сводовая, массив-пая. Нефтенасыщенная толщина 82 м, проницаемость 0,05 мкм², дебиты нефти не превышали 55 т/сут. Плотность нефти 0,837г/ см³, вязкость 0,2 МПа-с, содержание серы 0,1%.

Джанкойское, Голицинское и Стрелковское газовые место­рождения характеризуются газоносностью нескольких пачек глинистых алевролитов и песчаников майкопской свиты (А, Б, В и Г), Глубины залегания их 500—900 м. Средняя открытая пористость 24—30 %, проницаемость низкая — (2—3)∙10 ^-14 м². Залежи газа пластово-сводового типа. Высота залежей 20-60 м. Пластовые давле­ния 6,2—6,9 МПа, температуры 33—38°С. Дебиты газа меняются от 3—6 тыс. до 280 тыс. м³/сут.

АЗОВО-КУБАНСКАЯ НГО располагается между Ставропольс­ким и Крымским сводами, включая в себя акваторию Азовского моря. В пределах области выделяют Ейско-Березанский, Кропот­кинский, Расшеватский и Азовский районы. Ейско-Березанский район приурочен к одноименному валу сложного строения. Кро­поткинский район связан с прогибом того же названия. Азовский район приурочен к склонам одноименного докембрийского выс­тупа и характеризуется сокращенной мощностью осадочного чех­ла 400 — 2000 м, выполненного неоген-нижнемеловыми отложени­ями. Газоносность связана с базальными пластами альба, транс­грессивно залегающими на породах докембрия и часто образую­щими единый резервуар с корой выветривания фундамента. Про­дуктивный горизонт распространен по всей территории области, локальное выклинивание отмечается в приподнятых участках докембрийского тектонически-эрозионного рельефа. В центральных частях района продуктивны также верхний мел и палеоген. На юго-востоке области выявлены газовые и газоконденсатные месторож­дения: Каневское (рис. 158), Лебяжье, Старо-Минское (рис. 159), Ленинградское, Березанское, Челбасское и др. Основным по ко­личеству региональных нефтегазоносных комплексов, залежей газоконденсата и по общим запасам углеводородов является Ейс­ко-Березанский район. Здесь скопления углеводородов связаны с триасовыми, нижнемеловыми и палеогеновыми РНГК. В НГО вы­явлены такие месторождения как Синявское (рис. 160), Кущевс-кое (рис. 161), Некрасовское и др.

Березанское газоконденсатное месторождение приуроче­но к пологой брахиантиклинальной складке субмеридионального простирания. Открыто в 1957 г., разрабатывается с 1963 г. Раз­меры ее по кровле продуктивных отложений альбского яруса 27,8x11,2 км, высота 115 м. В вышележащих отложениях происходит

Рис. 158. Каневское газовое месторождение [16]:

1 — изогипсы по кровле II пачки нижнемелового горизонта, м; 2 — на­чальный внешний контур газоносности; 3 — залежи газа; 4 — скважины; 5 — линия профиля

Рис. 158. Старо-Минское газовое месторождение [16]:

1 — изогипсы по кровле I пачки нижнемелового горизонта, м; 2 — тек­тоническое нарушение; 3 — начальный внешний контур газоносности; 4 — залежь газа; 5 — скважины; 6 — линия профиля

постепенное выполаживание складки. Начиная с эоцена, по­роды залегают моноклинально. Продуктивный горизонт альбского яруса вскрыт на глубинах от 1550 до 2630 м и состоит из четы­рех пачек, гидродинамически связанных между собой. Мощность каждой пачки варьирует в пределах от 1 до 30 м, пористость кол­лекторов колеблется от 2,7 до 24 %, проницаемость не превыша­ет 78∙10 ^-14м². Газ месторождения на 89 % состоит из метана, сред­нее количество стабильного конденсата составляет 49,3 г/м³.

СТАВРОПОЛЬСКАЯ ГНО (рис. 162) приурочена к одноимен­ному своду. Осадочный чехол неоген-палеоценового и мелового возраста имеет мощность до 1000 — 2000 м. Наибольшие запасы уг­леводородов отмечаются в олигоценовых отложениях. В пределах области выделяют Северо-Ставропольский газоносный и Южно-Ставропольский газонефтеносный районы. В основном продук­тивном палеогеновом комплексе сосредоточено 95% начальных разведанных запасов газа. Здесь выявлены и разрабатываются такие известные газовые месторождения, как Северо-Ставропольско-Пелагиадинское, Мирненское, Николаевское (рис. 163), Сенгилеевское и др.

Рис. 160. Синявское газовое месторождение [16]:

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

Рис. 161. Кущевское газоконденсатное месторождение [16]:

1 — изогипсы по кровле 1а пачки нижнемелового горизонта, м; 2 — тек­тонические нарушения; 3 — начальный контур газоносности; 4 — залежь газоконденсата; 5 — скважины; 6 — линия профиля

Рис. 162. Обзорная карта газовых месторождений Ставропольской га­зоносной области [9]:

а — границы тектонических элементов. Месторождения: 1 — Расшеват-ское, 2 — Ивановское, 3 — Радыковское, 4 — Южно-Радыковское, 5 — Тахта-Кугультинское, 6 — Безопасненское, 7 — Северо-Ставропольско-Пелагиадинское, 8 — Казинское, 9 — Казино-Грачевское, 10 — Кугутс-кое, 11 — Петровско-Благодарненское, 12 — Дербетовское, 13 — Мирненское, 14 — Кучерлинское, 15 — Каменнобалковское, 16 — Сельское, 17 — Журавское, 18 — Северо-Нагутско-Веселовское, 19 — Терновское, 20 — Сенгилеевское

Рис. 163. Николаевское газонефтяное месторождение [16]:

1 — изогипсы по кровле залежей свиты эоцена, м; 2 — контур газоноснос­ти; 3, 4 — залежи: 3 — газа, 4 — нефти;

5 — скважины; 6 — линия профиля

Рис. 164. Северо-Ставропольско-Пелагиадинское газовое месторожде­ние (по А.А. Аввакумову):

а — структурная карта по кровле продуктивного хадумского горизонта; б — геологический разрез: 1 — изогипсы, м; 2 — контур газоносности; 3 — газ

Северо-Ставрополъско-Пелагиадинское газовое месторож­дение (рис. 164), расположено в 27 км к северо-западу от г. Став­рополя. Открытое 1951 г., разрабатывается с 1956г. Приурочено к Ставропольскому своду, ккрупной брахиантиклинали, осложнен­ной двумя одноименными поднятиями размерами 33x19 и 20x12 км, разделенным неглубокой седловиной (до 50 м) и оконтуривающи-мися общей изогипсой — 490 м. Амплитуда поднятий соответ­ственно 300 и 200 м. Месторождение относится ккатегории круп­ных. Газоносность связана с отложениями палеогена (хадумский горизонт олигоцена и черкесская свита эоцена). Небольшая залежь (до 0,116 млрд м³) выявлена в отложениях чокрака. Залежи открывались в 1950—1953 гг. Основные запасы приурочены к ха-думскому горизонту, представленному терригенными рыхлыми породами (алевролитовая пачка и пачка чередования пропластков песков и глин), залегающими на глубинах 700—850 м. Эффектив­ная толщина коллекторов 65—70 м, пористость 20 %, средняя про­ницаемость алевролитовой (нижней) пачки 1,0 мкм², в пачке пе­реслаивания проницаемость снижается снизу вверх от 1,5 до 0,1 —0,01 мкм². Залежь газа пластовая сводовая преимуществен­но с газодинамическим режимом. Начальное пластовое давле­ние 6,6 МПа, t — 66°С. Дебиты 300—500 тыс. м³/сут. С начала раз­работки (1956 г.) добыто 203,230 млрд м³, залежь выработана. Эоценовый газоносный горизонт (черкесская свита) установлен только на Североставропольском поднятии, представлен песка­ми и песчаниками с подчиненными прослоями глин, залегает на глу­бинах около 1000 м, эффективная толщина 10—11 м, пористость 25 %, проницаемость 1,015—1,113 мкм². Начальное Р^ — 7,3 МПа, t — 79°С. Залежь пластовая сводовая с водонапорным режимом. С начала разработки (1956 г.) отобрано 8,263 млрд м³, залежь вы­работана. Чокракский газоносный горизонт залегает на глубине 200 м. Представлен пачкой песчаных глин мощностью 5—20 м, эф­фективная толщина 6м, пористость20%.Р_пл — 0,13МПа. Залежь расположена в пределах свода собственно Северо-Ставропольс-кой структуры. Залежь газа пластовая сводовая с водонапорным режимом. Дебиты 5—7 тыс. м³/сут. Добыча с 1952 г., залежь име­ет местное значение, всего отобрано 0,004 млрд м³ газа. Газ мес­торождения плотностью 0,56—0,66, содержание метана в хадум-ской залежи достигает 99%, в залежи черкесской свиты — 85%.

Мирненское газоконденсатное месторождение (рис. 165) расположено в 25км северо-восточнее г. Благодарного. Открыто

Рис. 165. Мирненское газоконденсатное месторождение [16]:

1 — изогипсы по кровле продуктивного пласта нижнего мела, м; 2, 3 — линии литологического замещения: 2 — III пласта нижнего мела, 3 — IV пласта нижнего мела; 4 — 6 — внешние первоначальные контуры газо­носности: 4 - II пласта, 5 - III - пласта, 6 - IV пласта; 7 - залежи газа; 8 — скважины; 9 — линии профиля

в 1958 г., разрабатывается с 1968 г. Приурочено к одноименному поднятию, осложняющему восточный склон Ставропольского сво­да. Месторождение связано с куполовидным поднятием (12x10 км) амплитудой 70 м, многопластовое, относится к категории круп­ных (52,6 млрд м³). Осадочный чехол сложен пестроцветной гли-нисто-аргиллитовой толщей предположительно юрского возрас­та мощностью от нуля до 90 м, песчано-глинистыми отложения­ми аптского и алъбского ярусов (380—492 м), карбонатными поро­дами верхнего мела и терригенными кайнозойскими образования­ми. Толщины и коллекторские свойства продуктивных горизон­тов не выдержаны по площади, их суммарная эффективная тол­щина 9—33 м, пористость 5,5—27 %, проницаемость 0,1—5,7 мкм². Пластовые давления 2,9—5,2 МПа, 134—42°С. Дебиты газа от 0,2 (I горизонт) до 1,1—3,9 млн м³/сут (II, IVгоризонты). Газы мета­новые (99,4 %). В нижнем мелу открыто 3 газовых залежи (II, III, IV горизонты). Залежи пластово-сводовые, частично литологичес-ки ограниченные (IVгоризонт), на глубинах 2,6—2,76 км. Эффек­тивная толщина коллекторов от 5—9,1 (III, IVгоризонты) до 22,3 м (IIгоризонт), пористость 19% (IIIгоризонт), 26% (IIгоризонт) проницаемость 0,02 мкм (IIгоризонт), 1,2мкм² (Ш, 1Угоризонты). Пластовые давления близки к гидростатическим 25—26,1 МПа, t 142,6—144,3°С. Дебиты газа от 115—350 (II, IVгоризонты) до 520 тыс. м³/сут (Ш горизонт). Газы преимущественно метано­вые (до 82 %). Газ IIгоризонта содержит конденсат (23 г/м³).

ТЕРСКО-КУМСКАЯ НГО включает Восточно-Манычский про­гиб и его морскую часть, Прикумскую зону поднятий, Восточно-Ставропольскую впадину и Ногайскую ступень. Мощность осадоч­ного чехла колеблется от 3 км на западе до 5 — 7 км в центральной и восточной частях. Стратиграфический разрез от триаса до неоге­на является нефтегазоносным. Большую часть углеводородов со­держат меловые отложения. В области выделяют Восточно-Маныч­ский, Прикумский и Восточно-Ставропольский нефтегазоносные районы. Здесь открыто более 130 месторождений нефти и газа (Колодезное, Зимне-Ставкинское, Величаевско-Колодезное, Ка­мышовое, Восточно-Безводненское нефтяные, Степное, Сухокумское (рис. 166), Майли-Харанское (рис. 167), Восточное (рис. 168), Гороховское (рис. 169), Юбилейное (рис. 170), Капиевское (рис. 171), Подсолнечное (рис. 172), Ачикулакское (рис. 173), Журавское (рис. 174), Воробьевское (рис. 175), Озек-Суатское (рис. 176) и др.).

Рис. 166. Сухокумское газонефтяное месторождение [16]:

1 — изогипсы по кровле продуктивной пачки средней юры, м; 2 — текто­нические нарушения; 3, 4 — контуры:

3 — газоносности, 4 — нефтенос­ности; 5, 6 - залежи: 5 — газа, 6 - нефти; 7 - скважины; 8 - линия профиля

Рис. 167. Майли-Харанское нефтяное месторождение [16]:

1 — изогипсы по кровле нижнеаптского продуктивного пласта, м; 2 -контур нефтеносности; 3 - песчаники; 4 - тектонические нарушения; 5 — залежи нефти; 6 — скважины; 7 — линия профиля

Рис. 168. Восточное нефтяное месторождение [16]:

1 - изогипсы по кровле нефтекумской свиты (нижний триас), м; 2 - ли­ния выклинивания коллектора; 3 - контур нефтеносности; 4 - залежь нефти; 5 - скважины; 6 - линия профиля

Рис. 169. Гороховское нефтяное месторождение [16]:

1 — песчаники и алевролиты глинистые; 2 — глины; 3 — изогипсы по кров­ле продуктивного пласта II песчаной пачки верхнего Майкопа, м; 4 — кон­тур газоносности; 5 — залежь газа; 6 — скважины; 7 — линия профиля

Рис. 170. Юбилейное нефтегазовое месторождение [16]:

I — изогипсы по кровле нефтекумской свиты нижнего триаса, м; 2 — тектонические нарушения; 3 — линия выклинивания доломитовой пач­ки нефтекумской свиты; 4, 5 - начальные контуры нефтеносности: 4 -но доломитовой пачке, 5 — по кварцитовой пачке нефтекумской свиты; (), 7 — залежи: 6 — газа, 7 — нефти; 8 — скважины; 9 — линия профиля

Рис. 171. Капиевское нефтяное месторождение [16]:

1 — изогипсы по кровле IX пласта нижнего мела, м; 2 — контур нефте­носности; 3 — песчаники; 4 — алевролиты; 5 — залежи нефти; 6 — сква­жины; 7 — линия профиля

Рис. 172. Подсолнечное нефтяное месторождение 116]:

1 - изогипсы по кровле I пласта верхнего мела, м; 2 - линия выклинива­ния пласта; 3 - контур нефтеносности; 4 — залежи нефти; 5 - скважи­ны; 6 — линия профиля

Рис. 173. Ачикулакское нефтяное месторождение [16]:

1 — изогипсы по кровле I пласта верхнего мела, м; 2 — контур нефтенос­ности; 3 — залежи нефти; 4 — скважины; 5 — линия профиля

Рис. 174. Журавское нефтегазовое месторождение [16]:

1 — изогипсы по кровле продуктивного пласта нижнего Майкопа, м; 2 — контур нефтеносности; 3, 4 — залежи: 3 — нефти, 4 — газа; 5 — скважи­ны; 6 — линия профиля

Рис. 175. Воробьевское нефтяное месторождение [16]:

1 - изогипсы по кровле продуктивного пласта нижнего Майкопа, м; 2 — кон­тур нефтеносности; 3 — залежи нефти; 4 — скважины; 5 — линия профиля

Поиск по сайту: