Критерии перспектив нефтегазоносности майкопских отложений Северо-Восточного Кавказа

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

майкопские отложения нефть газ

Введение

1. Естественные выходы нефти и газа, нефтегазопроявления при бурении скважин, месторождения, связанные с хадумскими и майкопскими отложениями Северо-Восточного Кавказа

2. Особенности строения и геологические закономерности распределения залежей нефти и газа в майкопских отложениях в Предкавказских прогибах

Заключение

Введение

Майкопские отложения традиционно рассматриваются как одна из основных нефтегазоматеринских геогенераций в кайнозойском разрезе, с которыми связано открытие свыше 50 залежей нефти и газа.

Рассматриваемые отложения отличаются большим количеством естественных выходов нефти и газа, а также нефтегазопроявлениями в скважинах на всей территории СВК. Однако, несмотря на это, значительных залежей в пределах региона пока не обнаружено, и выявление потенциальных возможностей майкопских отложений являлось одной из задач данной работы. Проведённые нами исследования по детализации геологического строения и истории формирования майкопских отложений, а также оценки масштабов генерации УВ, указывают на высокие потенциальные запасы, что и определяет актуальность постановки вопроса перспектив их нефтегазоносности на основе новых идей и представлений.

1. Естественные выходы нефти и газа, нефтегазопроявления при бурении скважин, месторождения, связанные с хадумскими и майкопскими отложениями Северо-Восточного Кавказа

Внешняя зона Дагестанского клина и примыкающих районов Чёрных гор характеризуется многочисленным распространением нефтяных и газовых источников, приуроченных к майкопским отложениям. По обилию естественных выходов нефти и газа с ними не могут сравниться никакие другие отложения СВК. Именно естественные выходы нефти и газа майкопа издавна привлекали к себе внимание исследователей (А.М. Коншин, А.М. Марголиус, К.П. Калицкий, Н.С. Шатский, Н.Д. Голубятников, А.Н. Гусев, И.О. Брод, Н.Ю. Успенская, П.П. Забаринский, К.А. Прокопов, Б.А. Алфёров, В.Е. Руженцев, Н.Б. Вассоевич, В.Г. Леонтьев, Н.С. Якубов, В.Л. Галин, Н.Ф. Брынза, В.М. Пирбудагов и др.).

Естественные выходы нефти в майкопских отложениях приурочены к ядру Датыхской антиклинали по р.Фортанга, где густая чёрная нефть просачивается из речного галечника на уровне реки. Известны они и в верховьях р.Гумс, в Ведено, Инчосе и других местах.

В пределах Сунженского хребта были известны выходы нефти, на которых в позапрошлом веке велась колодезная добыча нефти.

В 1925 г. при геолого-съёмочных работах В.Е. Руженцевым в верховьях р.Ярыксу, примерно в 30 м к югу от ингрессивного контакта майкопских и датских пород, обнаружен нефтяной источник, приуроченный к сбросовому нарушению с общим падением на северо-запад. Сброс представляет собой клиновидную трещину шириной от 0,1 до 1,2 м, заполненную брекчиевидным материалом, состоящим из обломков известняков и мергельно-глинистых пород, сцементированных кальцитом. Основная трещина сопровождается серией сравнительно мелких тектонических трещин, выполненных средне- и мелкозернистым кальцитом. По трещинам наблюдаются капельные скопления и выпоты нефти, а кальцит обычно окрашен в тёмно-бурый цвет. Несколько ниже на левом берегу р.Ярыксу, в небольшом углублении аллювия (вблизи сброса) собирается тёмно-зелёная нефть с пресной водой, на поверхности которой периодически отмечается появление пузырьков углеводородных газов.

Образование нефтяного источника по р.Ярыксу, как и подобных естественных нефтепроявлений в долине р.Аксай, Н.С. Шатским, В.Е. Руженцовым, Б.А. Алфёровым и Н.С. Золотницким связывается с миграцией по разрывным нарушениям и зонам ингрессивного контакта из майкопских отложений, непосредственно залегающих в этом районе на верхнемеловых известняках.

В 1927 г. Н.С. Шатским на значительном протяжении от р.Аксай на западе до р.Сулак на востоке было отмечено распространение закированных и нефтенасыщенных линзовидных пластов и прослоев песчаников и алевролитов в миатлинской и муцидакальской свитах, наличие нефтенасыщенных глин и песчаников, приуроченных к зонам тектонически раздробленных глинистых пород зурамакентской свиты.

Сильно закированные алевролиты самых низов муцидакальской свиты обнажаются в циркообразной впадине правой вершины р.Шавданкал. Те же алевролиты, окрашенные нефтью и раньше дававшие нефтяные источники, известны по р.Саласу-1 примерно в 3-4 км выше с.Дылым. В других пунктах из тех же свит, вблизи контакта с олистолитами, наблюдаются «выпоты» жидкой нефти. На р.Саласу-1 около с.Дылым в мощной толще песчанистых оскольчатых глин с прослоями и линзами алевролитов муцидакальской свиты обнаружены часто закированные линзы. Из заваленного шурфа в подножье склона террасы в русле р.Саласу-2 выходы нефти также приурочены к глинисто-сидеритовой толще зурамакентской свиты, где тёмно-зелёная нефть тонкими струйками высачивается из речного аллювия. Несколько ниже устья р.Саласу-2 левый склон долины р.Акташ завален современными оползнями зурамакентских пород, из-под которых высачивается горько-солёная вода с плёнками нефти. Против с.Калининаул в русле р.Акташ, у правого берега в ямках среди аллювия, скапливается густая тёмно-зелёная нефть, а на левом берегу, по словам местных жителей, нефть добывалась колодцами с глубины около 10 м.

Наиболее обильные и разнообразные естественные выходы нефти и газа издавна известны в долине р. Сулак, которая с различной степенью детальности изучалась Н.И. Андрусовым, К.А. Прокоповым, Н.С. Шатским, В.Е. Руженцевым и др. [12; 257; 266; 372].

В устье балки Нарткал, в 2 км выше впадения в неё р.Ачи, зеленоватая нефть высачивается из оливково-серых трещиноватых глин, собираясь в небольших ямках на дне балки. Ниже по разрезу в овраге некоторые из линз и прослоев алевролитов насыщены нефтью, или закированы. Тут же в прошлом существовала колодезная добыча нефти из колодцев глубиной 5-10 м.

Примерно на том же стратиграфическом уровне, в 0,5 км выше устья балки Нарткал на левом берегу р.Ачи, нефть сочится из глин по контакту линз алевролитов, пропитывая последние. В 2-х км выше по речке наблюдается небольшая антиклинальная складка почти широтного простирания, сложенная самыми верхними слоями муцидакальской свиты. В кровле последней залегают зеленоватые, деформированные подводными оползнями алевролиты, дающие у верхнего уреза обнажения выход жидкой нефти в раздробленном своде указанной складки. Выходы нефти прослеживаются на расстоянии 3 м изолированными очагами. На южном склоне горы Эмеда нефть высачивается из микрослойчатых глин с прослоями плитчатых алевролитов муцидакальской свиты.

Очень интересные проявления встречены в верхнемайкопских отложениях. В Присулакской полосе, в зурамакентских слоях на северном склоне водораздела балки Рикикал и смежного с ней на севере оврага найдены тонкие линзовидные прослойки твердого хрупкого битума.

Напкутан-Муцидакальская группа естественных нефтепроявлений приурочена к размытой части Миатлинской антиклинали, и располагается на правом берегу р. Сулак. Здесь многочисленные проявления приурочены к муцидакальской свите по балке Муцидакал и оврагу Гази, прорезающих половину Миатлинской структуры. Нефтепроявления выражаются в виде закированности с высокой нефтенасыщенностью песчано-алевролитовых пород, в виде истечения нефти по трещинам и небольшим разрывам в условиях мелкой складчатости и флексурообразных изгибов, а также связаны с линзами и олистолитами. Тёмно-зелёная нефть скапливается на дне балок, заполняя отдельные небольшие выемки. Таких источников нефти в балках Муцидакал и Гази насчитывается семь. Описываемая группа нефтяных источников в прежних работах характеризовалась как Напкутанское месторождение нефти, расположенное в балке, опускающейся с северного склона хребта Салаби в долину р.Гази, в 2-х км к юго-востоку от одноименного кутана. Сведения о месторождении взяты из описаний 1911 г. горного инженера П. Гейбовича, который пишет, что нефть, добываемая здесь из колодцев, имеет малый удельный вес и большое содержание лёгких фракций. Естественные выходы нефти приурочены к контакту глин и «закированных» песчаников.

Юго-восточнее Напкутана на северо-западной окраине с.Мугутала к небольшой балочке в зоне продольного разрыва, захватывающего миатлино-муцидакальскую толщу, приурочен естественный выход газа. Впервые наиболее детально он был описан в 1931 г. В.Д. Голубятниковым и установлено, что газ выделяется из зоны раздробленных глинистых пород муцидакальской свиты

К северу от Напкутана в пределах Шамхалбулакской площади известны выходы на поверхность мощных нефтенасыщенных песчаников свиты “B” чокракского горизонта. Выходы нефти приурочены к зоне поперечного разрыва, и миграция нефти происходит из майкопских отложений по зоне трещиноватых пород.

Естественные выходы нефти и газа в Талгинском районе приводятся в работах первых исследователей СВК: Н.И. Барбот де Марни, К.П. Калицкого, Н.А. Кудрявцева, И.О. Брода, С.Э. Мусаева, Н.Ю. Успенской, П.П. Забаринского и др.

По данным С.Э. Мусаева, выходы источников нефти Уйташа приурочены к песчаникам чокракского горизонта надвинутой части Нараттюбинской моноклинали. Наиболее интенсивные выходы нефти находятся в южной и северной Уйташских нефтяных балках, где песчаники свиты «Г» сильно закированы и дают источники жидкой нефти. Южнее нефтяные признаки отмечаются в балке Зеликака, где самый нижний песчаник свиты «Г» даёт слабое высачивание нефти с сероводородной водой. В северной балке жидкая нефть выходит вместе с сероводородной водой из нижнего пласта песчаника свиты «Г». Всего здесь насчитывается 6 нефтенасыщенных пластов мощностью от 3 м до 18 м общей мощностью до 45 м. Пропитанность песчаников нефтью прослеживается по простиранию слоёв на северо-запад на небольшом расстоянии, а на юго-востоке ограничивается склонами этой балки. В южной нефтяной балке, расположенной на расстоянии 1,5 км от северной, насчитывается 7 песчаников с признаками нефти, залегающих в нижней части свиты «Г». Наиболее сильно пропитаны 2 нижних мощных пласта этой свиты. Нефтяные признаки в песчаниках по простиранию их в южном направлении исчезают.

По р.Черкесозень сильно закированный песчаник относится к более высокому стратиграфическому горизонту, чем в вышеуказанных Уйташских балках, а именно - к среднему отделу чокрака. Выход этих песчаников на правом берегу речки выражен сильно насыщенным в подошве нефтью песчаником. Первый закированный песчаник по р.Черкесозень залегает в 220-230 метрах от кровли чокрака, имеет общую мощность свыше 70 метров и закирован нефтью особенно сильно в подошве на 3-4 метра. В 415 м от кровли чокрака, в верхней части свиты «Г», залегает 35 метровый пласт плотного песчаника, дающего бурое окрашивание бензина.

Рассмотренные нефтяные источники генетически связаны с майкопской нефтью, мигрировавшей по разрывам вверх по разрезу.

Выходы нефти и газа на Талгинской площади известны у с. Кавтар, у бугра Колесникова и др. Первый источник расположен в Гииксалганской долине. По данным Н.И. Барбот де Марни здесь было 2 колодца. В одном из них, глубиной 10,5 м, приток составлял от 0,3 до 0,32 т/сутки «чёрной густой нефти с запахом сероводорода». В другом, глубиной 2,5 м, приток нефти не превышал 0,1-0,12 т/сут, но нефть отличалась меньшим удельным весом и лучшим качеством.

Следующий источник нефти расположен на правом берегу р. Черкесозень, у бугра Колесникова, где из ямы, представляющей собой старый колодец, выделяется густая нефть тёмно-бурого цвета с зеленоватым оттенком и вода с запахом сероводорода.

Данный нефтяной источник приурочен к олистолиту, где мергели кумской свиты служат своеобразным коллектором для вторичного скопления нефти, мигрировавшей из майкопа.

В Талгинском районе Н.Ю. Успенской [318] описаны многочисленные выходы углеводородных газов, которые иногда «горят сильной струей долгое время». В 2,5 км к юго-востоку от минерального источника в верхней части Газовой долины шурфовочными работами, установлен выход газа дебитом до 700 м³/сут, приуроченный к миатлинским глинам, подверженным дислокационным трещинам.

Многочисленные вышеописанные естественные нефтегазопроявления стимулировали развитие в регионе геологоразведочных работ, в результате которых, помимо открытия ряда залежей в других стратиграфических горизонтах, были установлены многочисленные нефтегазопроявления в скважинных разрезах при вскрытии майкопских отложений, самые ранние из которых относятся к дореволюционному периоду (1896-1910 гг.).

В 1896 г. в сводовой части Сунженской антиклинали была пробурена первая скважина, давшая нефть из майкопских отложений, при этом добыча из отдельных скважин достигала 30 ведер в час.

В пределах Черногорской моноклинали также известны многочисленные нефтегазопроявления из майкопских отложений при вскрытии их скважинами. Так скв.1, расположенная в 1,5 км севернее с.Махкеты, до сих пор переливает тяжёлой нефтью.

Одна из первых в описываемом районе была пробурена скважина в 1896-1897 гг. в северной Уйташской балке, в которой был получен приток нефти. Позднее на правобережной части Миатлинской структуры были пробурены две скважины 1 глубиной 341,4 м и 2 глубиной 420 м, расположенные в балке Муцидакал. Скважина 1 вскрыла 13 нефтеносных горизонтов-песков с нефтью и газом. При пробном тартании с глубины 107 м - 144 м было получено 8 тсут нефти. В скв.2 по всему стволу отмечались интенсивные нефтегазопроявления, которые в конечном итоге обусловили приток нефти порядка 5-6 тс. Всего было получено 500 пудов нефти из муцидакальских отложений.

Позднее в регионе бурились многочисленные структурные, а затем глубокие поисковые и разведочные скважины, в которых при прохождении майкопских отложений отмечались многочисленные нефтегазопроявления, сведения о некоторых из которых приводятся в таблице 1.

Нефтегазопроявления при вскрытии майкопских отложений в поисковых и структурных скважинах в зоне Дагестанского тектонического выступа.

Таблица 1

Приведённые примеры не исчерпывают всех нефтегазопроявлений, а являются иллюстрацией некоторых из них в скважинах, пробуренных до 60-х годов. Позднее проявления встречены практически во всех скважинах, вскрывающих майкопские отложения.

При изучении нефтегазоносности майкопских отложений автором уделялось большое внимание сбору, систематизации и тщательному изучению всех сведений о нефтегазоносности олистостромовой толщи. Только в Дагестане документально зафиксированы нефтегазопроявления более чем в 60 скважинах. На многочисленных площадях в поисковых и разведочных скважинах при вскрытии олистолитов отмечались интенсивные нефтегазопроявления, выражающиеся наличием нефти в трещинах карбонатных пород при отборе керна, разгазированием со снижением удельного веса и переливом промывочной жидкости, появлением на его поверхности нефтяных плёнок, а иногда газовыми выбросами. Нефтегазопроявления, осложняющие процесс бурения, задавливались утяжелённым глинистым раствором, а иногда и цементом. Так, в параметрической скв.1 Алмало, начавшийся с глубины 3440 м перелив бурового раствора дебитом 22 м³сут был задавлен закачкой двухкратного его объёма с утяжелением до 2,1 гсм³, а затем под давлением 0,7 Мпа - 3т цемента, после чего скважина углублена до верхнего мела. Известны и частые интенсивные поглощения промывочной жидкости в процессе бурения. Наиболее показательные случаи нефтегазопроявлений приведены в таблице 2.

Единичные испытания олистолитов проводились на площадях Дагестана. Так, скв.110 месторождения Ачису в период пробной эксплуатации дала приток нефти с начальным дебитом 8 т/сут при испытании нижней части олистолита. Через 5 месяцев скважина перестала фонтанировать. После испытаний на месторождениях Махачкала (скв.249), Избербаш (скв.235 и 246), Ачису (скв.120 и 121) получены незначительные притоки нефти и газа. Общий отрицательный результат испытаний объясняется аварийным состоянием скважин. Открытый газовый фонтан дебитом 40 тыс м³/сут из олистолитов общей мощностью 150м был получен в скв.3 на Восточно-Миатлинской площади. В скв.2, расположенной в 1,7 км севернее, при вскрытии олистолитов на более низких гипсометрических отметках были отмечены многочисленные керны трещиноватых известняков и мергелей, насыщенных нефтью. Олистостромовая толща в указанной скважине вскрыта в зоне погрёбенного разрыва, о чём свидетельствуют перемятия, большие углы падения слоев (60-80 и многочисленные зеркала скольжения не только в олистолитах, но и во вмещающих глинах. Несмотря на весьма благоприятные признаки нефтегазоносности в интервале 960-1200 м, скважина осталась неиспытанной, как и пробуренная в непосредственной близости от нее скв.12. Открытый газо-водяной фонтан также произошёл в скв.7 при вскрытии олистостромовой толщи на глубине всего лишь 300 м. Дебит воды достигал 1000 м³/сут, а газа 50 тыс. м³/сут, что характеризует хорошие емкостные и фильтрационные свойства карбонатных пород олистолитов. Мощный газовый выброс из олистостромовой толщи произошёл и в скв. 2Т Буйнакской площади.

В 1990 г. на Шамхалбулакской площади в скв.6 по нашей рекомендации при испытании мегаолистолита в инт.2271-2281 м, сложенного мергелями кумского возраста, был получен промышленный приток нефти. Начальный дебит нефти составил 40 т/сут и за 2 первых месяца эксплуатации скважина дала 383 т нефти.

Резюмируя приведёные выше данные по естественным источникам нефти и газа, а также нефтегазопроявлениям в скважинах, можно констатировать, что большая их часть приурочена к зонам тектонических нарушений верхнего майкопа и олистолитам миатлинской олистостромовой толщи, а не к прослоям алевролитов, как это многими предполагалось. Следует также заметить, что данные интервалы, в силу их нетрадиционности, не испытывались и не являлись объектом пристального внимания геологов-нефтяников.

Месторождения нефти и газа, приуроченные к отложениям хадумской свиты, известны в пределах Южного Дагестана.

В пределах Восточной антиклинальной зоны хадумский горизонт промышленно нефтегазоносен на Берекейском, Дузлакском, Дагогнинском и Хошмензильском месторождениях, где он с карбонатными породами (мергелями и известняками) фораминиферовой серии, образует единый природный резервуар.

Все открытые в хадумских отложениях залежи характеризуются небольшими запасами, которые к настоящему времени практически выработаны. Залежи имели низкую степень заполнения структурных ловушек. Последнее объясняется неблагоприятными условиями формирования и сохранения залежей, обусловленными длительным конседиментационным развитием структур, приводящим к перерывам в осадконакоплении и разрушениям залежей в условиях незначительной мощности майкопских отложений, играющих роль покрышки.

Месторождения Селли и Гаша, расположенные в северной части Западной антиклинальной зоны, представляют собой довольно сложные антиклинали с различной дислоцированностью плиоценовых, миоцен-олигоценовых и хадум-меловых отложений. В пределах этой зоны промышленная нефтегазоносность установлена только на двух структурах: Селли и Гаша.

Поисковое бурение с целью оценки промышленной нефтегазоносности мезозойских отложений было начато в августе 1953 года. В этом же году в процессе бурения скв.3 при забое 1413 м при вскрытии верхнемеловых отложений произошло открытое фонтанирование, что послужило основанием для широкого разворота геологоразведочных работ на площадях Селли и Гаша. В результате этих работ была оконтурена и подготовлена к разработке газонефтяная залежь в карбонатном комплексе верхнего мела. Поверхностные признаки газоносности в пределах Селлинского и Гашинского месторождений отмечались в среднемиоценовых отложениях. В процессе же бурения скважин интенсивные нефтегазопроявления установлены по всему разрезу майкопской серии. При опробовании отдельных интервалов залегания алевролитов и раздробленных глинистых пород в зонах тектонических нарушений были получены незначительные (50-10 л/сут) притоки нефти: в скв. 3 на глубине 895 м, в скв. 4 в интервале 1016-1926 м, в скв.5 в интервале 796-833 м. Хадумские и майкопские отложения, которые остались недоразведанными, вследствие ограниченных испытаний, следует отнести к числу перспективных.

В 1975 г. на месторождениях Русский Хутор и Солончаковое трест «Грознефтегеофизика» совместно с ЦГЭ Миннефтепрома СССР проводил опытно-методические работы по прямым поискам на глубинах 1,5-2 км (метод яркого пятна) с задачами прогнозирования геологического разреза (ПГР), что привело к выявлению газоносных пластов в майкопских отложениях. На месторождении специально пробуренной скв.95 в средней части майкопской серии установлено 6 газовых залежей пластового сводового типа на глубинах от 1500 до 1700 м. Дебиты газа от 74 до 105 тыс. м³/сут. Продуктивные горизонты майкопских отложений представлены мелкозернистыми кварцевыми песчаниками и алевролитами с прослоями глин. Мощность каждого песчаного пласта 6-11 м, среднее значение открытой пористости - 15 %. Все газовые залежи майкопских отложений пластовые сводовые.

2. Особенности строения и геологические закономерности распределения залежей нефти и газа в майкопских отложениях в Предкавказских прогибах

В результате проведённых исследований майкопских отложений СВК установлены специфические особенности их геологического строения и нефтегазоносности, которые позволяют положительно оценить перспективы поисков в них залежей нефти и газа. В связи с этим большой практический интерес представляет выяснение особенностей и геологических закономерностей распределения залежей нефти и газа в майкопских отложениях смежных регионов, характеризующихся аналогичным литолого-фациальным составом пород майкопской серии и, как следует из изложенного материала, сходными условиями развития. В результате проведённых геологоразведочных работ в майкопских отложениях открыто свыше 50 залежей нефти и газа, стратиграфическая приуроченность и типы ловушек которых приводятся в табл. 6. При анализе данной таблицы обращает на себя внимание, что они в основном неструктурного типа.

Северо-Западный Кавказ является классической областью распространения именно литологических и стратиграфических залежей. Освоение майкопских отложений здесь началось в начале ХХ столетия и сыграло существенную роль в развитии нефтяной промышленности на Северном Кавказе. Началом этого явился знаменитый мощный нефтяной фонтан (до 1400 т/сут), полученный с глубины 74 м в скважине, пробуренной на Нефтяно-Ширванской площади вблизи Нефтегорска.

Истинная («рукавообразная») природа этого месторождения была установлена в 1910-1912 г. И.М. Губкиным, ещё задолго до открытия аналогичных месторождений в Северной Америке. Эти залежи явились прототипом большой группы стратиграфически и литологически экранированных залежей, открыв эру поисков рукавообразных залежей нефти. Последующими геологоразведочными работами, основанными на научно обоснованной методике поисково-разведочных работ, в этом районе был открыт ряд сходных по строению нефтяных месторождений (Абузы, Апчас, Кутаисское, Кура-Цеце, Широкая Балка, Асфальтовая Гора, Кабардинское, Хадыженское, Площадка, Восковая Гора, Нефтянское и др.), (рис. 79). Указанные месторождения характеризуются близкими условиями геологического строения, хотя по размерам и форме залежей они отличаются друг от друга.

Майкопские залежи нефти заливообразной формы приурочены к зоне распространения нефтегорской песчано-алевролитовой толщи, прослеженной до 100 км, при ширине её 30 км. Залежи представляют собой отложения позднеолигоценовой реки, стекавшей с растущего Кавказа, русло которой было промыто в хадумских и фораминиферовых отложениях. Согласно с орографией позднеолигоценового времени река, образовавшая залежи, имела сток с юга на север, вследствие чего и ширина некоторых залежей изменяется от 100-120 м в южной части до 1000 м далее на север. При этом намечается переход речных отложений в авандельтовые образования в северном направлении. Весьма ярким примером дельтовых ловушек и приуроченных к ним залежей нефти и газа является зона дельты -- авандельты палео-Пшехи, которая располагалась в окрестностях Нефтегорска. Нефтяные ловушки контролируются резко изгибающимися линиями выклинивания песчаных пачек среди моноклинально залегающих глин майкопской серии. Каждый продуктивный горизонт сложен песчано-алевролитовыми пластами, чередующимися с глинами. Суммарная толщина песчано-алевролитовых пачек, количество которых до 9, достигает 850 м. Из них на долю песчаников приходится 35%. Глубина залегания залежей в пределах третичной моноклинали меняется от первых сотен метров до 2 - 3 км.

Обширный шлейф майкопского моря, в виде песчано-алевролитовых осадков суспензионных течений, представляет определённый резерв поисков выклинивающихся литологических залежей нефти и газа на погружении. Возможность открытия нефти и газа в неструктурных ловушках в пределах северного борта Индоло-Кубанского прогиба в акватории Азовского моря сначала была обоснована региональными сеймическими профилями. Позднее в конце 90-х годов на Северо-Казантипской антиклинальной структуры в верхнем майкопе были открыты три газоконденсатных залежи. Дальнейшие перспективы связываются с поиском как антиклинальных структур, так и изучением неструктурных ловушек нижнего майкопа, характеризующихся клиноформным строением [110].

Следующей областью нефтегазонакопления хадумских и майкопских отложений является Ставропольский свод. Основные структурные элементы и месторождения последнего, приуроченные к хадумским и майкопским отложениям, приводятся на рис. 79. Впервые промышленная газоносность олигоценовых отложений здесь была установлена в 1946 г. на Сенгилеевской площади, в пределах которой сейсморазведкой в комплексе со структурным бурением было выявлено одноименное поднятие. Открытие Сенгилеевского месторождения, связанное с хадумским горизонтом, положило начало широкому развитию региональных и детальных площадных сейсмических исследований, приведших, в сравнительно короткие сроки, к открытию в Центральном Предкавказье ряда газовых месторождений (в хадумском горизонте газовые залежи открыты на Северо-Ставропольско-Пелагиадинском, Казинском, Сенгилеевском, Тахта-Кугультинском, Безопасненском, Расшеватском, Радыковском и других месторождениях). Коллекторами в хадумском горизонте являются алевролиты и мелкозернистые, слабо сцементированные, кварцевые песчаники. Все газовые залежи относятся к типу пластовых сводовых. Помимо хадумского горизонта, являющегося основным газоносным комплексом, в пределах Ставропольского свода промышленная газоносность связана и с верхнемайкопскими отложениями, однако они отличаются небольшими запасами. Залежи газа в них открыты на Петровско-Благодарненском, Мирненском, Кучернинском и Каменнобалковском месторождениях, в разрезе которых выделяются шесть песчаных пачек, пять из которых содержат газовые залежи, находящиеся на глубине 400-600 м.

Исторически глинам майкопской толщи отводилась лишь роль покрышки и источника генерации нефти и газа. Более того, считалось, что они не могут быть коллекторами для скопления промышленных залежей нефти и газа из-за отсутствия в них эффективной ёмкости и проницаемости, несмотря на высокую общую пористость. С появлением новых идей и представлений на глины, как нефтевмещающие толщи, изменились соответственно и взгляды на перспективы их нефтеносности. Результатом чего явились новые открытия, приуроченные к нижнемайкопским и хадумским отложениям.

Следует отметить, что глубокого и комплексного изучения этой проблемы до последнего времени не проводилось, хотя ещё в 60-х годах были открыты промышленные залежи в глинистых коллекторах баженовской свиты Западной Сибири [92; 94]. Кроме того, в США разработка месторождений нефти, приуроченных к глинистым породам, была известна еще в начале нашего столетия. В настоящее время анализ литературных источников позволяет установить наличие месторождений нефти и газа в глинистых коллекторах во многих регионах мира в широком возрастном диапазоне от миоцена до девона включительно [19; 137; 169]. По данным, содержащимся в указанной монографии, в нефтегазовых месторождениях дальнего зарубежья (США, Южная Африка, Италия) можно выделить следующие характерные особенности природных резервуаров, представленных глинистыми коллекторами:

месторождения приурочены к различным тектоническим формам, наиболее распространенные из которых - блоки антиклиналей и зоны выклинивания на моноклиналиях;

тип залежи: пластово-сводовые, тектонически, стратиграфически и литологически экранированные;

тип коллектора: трещинный, иногда порово-трещинный;

наиболее продуктивные скважины располагаются на участках пересечения субгоризонтальных и вертикальных разломов;

залежи нефти и газа в глинистых коллекторах являются одним из этажей многопластовых месторождений, часто одним из нижних.

Промышленные притоки нефти из глинистой толщи олигоцен-миоцена в Ставропольском крае были получены ещё в 50-х годах на Озексуатской, Прасковейской, Южной, Лесной, Моздокской, Пашолкинской, и других площадях. Начальные дебиты нефти составляли 5-25 м³/сут. Однако отсутствие систематизированных данных о характере пространственного размещения залежей в глинистой толще майкопа и невозможность выделения применяющимися в то время геофизическими методами нефтегазонасыщенных объектов в толще листоватых глин не позволило тогда широкомасштабно и целенаправленно вести геологоразведочные работы в этом направлении. Вместе с тем, сравнительно небольшая глубина залегания (2000-2200 м) майкопских отложений и региональные признаки нефтегазоносности стимулировали поиски в них залежей нефти. В результате проведённых геологоразведочных работ в Ставропольском крае открыто два нефтяных месторождения (Журавское и Воробьёвское), промышленная нефтеносность которых связана с глинистыми коллекторами хадумских и нижнемайкопских отложений в условиях платформенного залегания слоёв (рис. 79).

Накопленный опыт поисков и геологического обоснования этих месторождений несомненно представляет большой интерес для дальнейшего развития геологоразведочных работ на олигоцен-нижнемиоценовые отложения СВК, поэтому подробнее остановимся на характеристике данных залежей.

На Журавской площади поисковое бурение было начато в 1959 г. на основании сейсморазведочных работ, выявивших двухсводовую структуру размерами 19,5х10 км и амплитудой 100 м. В скв. 62 и 64 из листовых глин баталпашинской свиты были получены притоки нефти дебитами 114 и 86 м³/сут, соответственно. Эти данные о нефтегазоносности олигоценовых отложений имели принципиально важное значение для переоценки глинистой толщи майкопской серии, которая рассматривалась как региональная покрышка для мезозойского нефтегазоносного комплекса. Результатом последующих геологоразведочных работ явилось открытие Воробьёвского месторождения. Промышленная нефтеносность Журавского и Воробьёвского месторождений, расположенных в пределах Чернолесской впадины, связана с олигоценовыми отложениями, объединяющими нижнюю часть баталпашинской свиты и хадумский горизонт. Баталпашинская свита в основном представлена глинистой толщей с незначительной примесью алевритовой фракции. Лишь нижняя часть её толщиной от 40 до 50 м содержит тонкие (5-20 см) линзовидные прослойки алевролитов, мергелей и туфов толщиной от 5 до 30-80 см. Для глин и мергелей характерна тектоническая трещиноватость. Мощность баталпашинской свиты в пределах Воробьёвского месторождения меняется от 220 до 250 м.

Журавская, а за ней и Воробьёвская площади явились своеобразным полигоном для комплексного изучения геологического строения и нефтегазоносности майкопских отложений, а также внедрения различных методов промыслово-геофизических исследований, необходимых для получения исходных данных и обоснования параметров к подсчёту запасов нефти и газа. С этой целью были использованы новые методы промысловой геофизики: акустический, плотностной и другие, позволяющие выделять разуплотнённые интервалы, с которыми связана нефтенасыщенность трещиноватых глин, ограниченных непроницаемыми зонами. Характерной особенностью этой залежи является то, что она приурочена к зоне АВПД, за пределами которой залежь не обнаруживается даже слабыми притоками.

Изучение литологического состава продуктивных глинистых пород, их геофизической характеристики, фильтрационно-емкостных свойств и нефтенасыщенности позволило установить локально-линейное развитие благоприятных коллекторов. Модель залежи представляется в виде линейных зон шириной от 300 м до 3 км с неравномерным развитием трещиноватости. Последние связываются с разломами фундамента, по которым происходили разнонаправленные движения блоков, определяющие в осадочном чехле (в частности и в майкопской глинистой толще) разуплотнённые трещиноватые зоны. Поэтому для выявления новых продуктивных участков рекомендуется ведение целенаправленных сейсморазведочных работ с целью трассирования разломов фундамента и трещиноватых зон в осадочном чехле.

На Воробьёвской площади в скв. 1 при опробовании нижнемайкопских глин баталпашинской свиты в 1982 г. был получен первый промышленный приток нефти дебитом 30,7 т/сут. Вслед за ним притоки нефти (54,7 т/сут) были получены из этой же свиты на смежной к северу Южно-Спасской площади в скв. 6. В 1982 г. скв.2 выявила нефтяную залежь в хадумских отложениях. С этого времени в пределах открытого месторождения начались целенаправленные геологоразведочные работы, в результате которых были разведаны две залежи: в баталпашинской свите и хадумском горизонте. В хадумском горизонте промышленные притоки в основном приурочены к южной части Воробьёвского месторождения и связаны со свитой морозкинской балки, максимальные дебиты нефти отмечены в скв. 5, в которой получен приток нефти 144,7 м³/сут, а газа в скв.12-25 тыс.м³/сут. На Воробьёвском месторождении нефтяные залежи баталпашинской свиты и хадумского горизонта разделяются пачкой мергелей толщиной порядка 6 м и залегают на глубине 2050-2200 м. Разобщённость указанных залежей проявляется в избирательной нефтеносности отложений. Продуктивный горизонт характеризуется хорошей проводимостью и сообщаемостью по площади. Залежь нефти может быть охарактеризована как пластовая, литологически-экранированная (катагенетического типа) [26]. В результате изучения продуктивных отложений нижнего майкопа установлено, что основные резервуары связаны с трещинами различного направления. Плотность их достаточно велика, но они трудно диагностируются, так как в большинстве случаев ориентированы параллельно плоскостям напластования. Фильтрация флюидов обеспечивается, в основном, наличием секущих трещин.

Ближайшим к Дагестану районом с промышленной нефтегазоносностью майкопских отложений является Прикаспийско-Кубинский нефтегазоносный район. Под ним понимается узкая полоса нефтегазоносных земель, прослеживающаяся вдоль предгорий Кавказского хребта, от ст.Зарат до сел. Зейва Дивичинского района Азербайджана. Учитывая важность накопленного азербайджанского опыта по поискам, разведке и разработке залежей нефти, приуроченных к майкопским отложениям, считаем необходимым кратко остановиться на особенностях геологического строения этой нефтеносной зоны для последующего сравнения с геологическим строением некоторых перспективных зон СВК.

В геологическом строении описываемой зоны принимают участие меловые, палеоцен-эоценовые (сумгаитская и коунская свиты), олигоцен-нижнемиоценовые, среднемиоценовые и верхнемиоценовые отложения, которые слагают крутозалегающую моноклиналь, на отдельных участках опрокинутую и надвинутую в сторону смежной депрессии.

Почти на всём протяжении эта моноклиналь опрокинута на северо-восток, за исключением Чандагар-Зоратской площади, где она имеет нормальное залегание пластов с крутыми углами падения на северо-восток. Опрокидывание слоёв обусловлено надвиганием мезозойской структуры на третичные отложения. На отдельных участках моноклиналь осложнена выступами и поперечными тектоническими нарушениями. Высокая степень дислоцированности олигоцен-нижнего миоцена способствовала развитию в них тектонической трещиноватости и приобретению породами благоприятных емкостных свойств, на что указывают промышленные притоки нефти.

В районе Прикаспийско-Кубинского нефтегазоносного района с начала геолого-поисковых и разведочных работ основное внимание было сосредоточено на изучении майкопской серии, считавшейся в первые годы единственным нефтеносным горизонтом в этом районе. Геологоразведочные работы здесь были начаты в 1939 году на основе детальных геологических съёмок, а промышленная нефтегазоносность майкопских отложений впервые была установлена в 1942 году. В последующем здесь же был открыт ряд нефтяных месторождений на площадях: Чандагар-Зорат, Сиазань-Нардаран, Саадан, Амирханлы, Заглы и Зейва общей протяжённостью более 50 км [1; 91; 135; 268]. Для разработки этих месторождений было создано НПУ «Сиазаннефть», осуществляющее добычу нефти свыше 50 лет.

Основным объектом разработки является нижнемайкопская толща, представленная неравномерным чередованием песков, алевролитов, песчаников и глин. Кроме того, нефтегазовые залежи эксплуатируются в меловых, палеоценовых, эоценовых и чокракских отложениях. Для поисков, разведки и разработки выявленных залежей в пределах описываемой зоны пробурено свыше 800 скважин глубиной от 300-500 до 1500-1800 м. На всех эксплуатационных площадях скважины из отложений нижнего майкопа вступали в эксплуатацию с начальными дебитами от 15 до 120 т/сут.

Нижнемайкопские отложения состоят из пяти (I, II, III, IY, Y) пачек мощностью от 100 до 130 м и трансгрессивно залегают на коунских, сумгаитских, а на отдельных участках и на верхнемеловых отложениях. По нашему мнению, выклинивание песчано-глинистых горизонтов вверх по восстанию слоёв благоприятствовало формированию стратиграфически экранированных ловушек нефти и газа. Продуктивные отложения представлены частым чередованием песков и глин, песчаные прослои весьма маломощны (от нескольких миллиметров до 2-3 см) и распределены по разрезу весьма неравномерно. Мощность, пористость и проницаемость песков очень непостоянны. Коллекторами нижнемайкопских отложений являются песчано-алевролитовые прослои, разбитые трещиноватостью. Проведённые исследования однозначно свидетельствуют о значительной роли тектонических нарушений в формировании коллекторов в терригенной толще майкопа.

Таким образом, характеризуя в целом нефтегазоносность Сиазанской третичной моноклинали, следует отметить, что в геологическом отношении она является специфически построенной зоной нефтегазонакопления. Указанные условия, в совокупности с высокой тектонической активностью, способствовали формированию нетрадиционных ловушек (литологически и стратиграфически экранированного типа), а также разуплотнённых зон с повышенной трещиноватостью не только песчано-алевролитовых и карбонатных пород, но и глин. Перспективы нефтегазоносности связываются с северо-западной частью Сиазанской моноклинали вплоть до границы с Дагестаном, причем высокоперспективными объектами считаются отложения сумгаитской и коуновской свит, нижнего и верхнего майкопа, а также чокракского горизонта.

В целом на основании изучения материалов по майкопским залежам Сиазанской моноклинали Азербайджана представляется возможность сделать следующие выводы:

основные скопления нефти и газа приурочены к выклинивающимся вверх по восстанию пластам- коллекторам;

устанавливается тесная связь между распределением нефти и газа с одной стороны и литофациями с другой, причем более мощные нефтегазовые проявления отмечаются при переходе от глинистой к песчаной фации;

дислокации играют двойную роль - аккумулируют и разрушают залежи;

основные типы коллекторов - трещинный и порово-трещинный;

коллекторы характеризуются невысокими, значительной плотностью разноориентированных трещин и микротрещин, которые являются резервуарами скопления и каналами фильтрации флюидов;

отмечаются три типа ловушек: тектонически экранированные, литологические и стратиграфические;

крутозалегающи слои при их разбуривании вертикальными скважинами создают эффект, сопоставимый с горизонтальными скважинами, что объясняет длительные сроки эксплуатации данных месторождений.

Проанализированные особенности геологического строения и закономерности размещения залежей майкопа в Краснодарском крае, приуроченных к дельтовым и авандельтовым отложениям, глинистым коллекторам Журавского и Воробьёвского месторождений Ставропольского края и на Сиазанской моноклинали в Азербайджане, позволяют с большой уверенностью прогнозировать перспективы нефтегазоносности майкопских отложений СВК, а также найти оптимальные решения при поисках в них залежей нефти и газа.

Майкопские отложения СВК, характеризующиеся мощным нефтегазопродуцирующим потенциалом, оказали существенное влияние на формирование многочисленных углеводородных скоплений как в среднемиоценовом, так и подстилающем эоцен-верхнемеловом комплексах.

Разнообразие палеогеологических условий, время и последовательность формирования ловушек оказали существенное влияние на закономерности распределения залежей нефти и газа, познание которых является важным для оценки перспектив нефтегазоносности региона и обоснования основных направлений геологоразведочных работ на майкопские отложения.

Рассматривая распределение известных скоплений УВ в разрезе осадочного чехла и по площади СВК и особенно Дагестанского сектора ТКПП, можно констатировать, что, с одной стороны, имеются значительные мощности осадочного чехла с довольно высоким нефтегазопроизводящим потенциалом слагающих его пород, а с другой - небольшие по размерам залежи нефти и газа, что является следствием сложного процесса их формирования, выразившегося в концентрации УВ на одних этапах геологической истории и рассеивания на других.

Отложения майкопской серии содержат значительные концентрации ОВ, являясь примером классических нефтематеринских пород. Они представлены преимущественно глинистыми образованиями морского генезиса и содержат ОВ преимущественно сапропелевого типа [3; 47; 283; 287; 320; 321]. Анализ геолого-геохимических признаков нефтегазоносности, выполненный Б.А. Соколовым, Г.И. Храмовой показал, что в пределах Восточного Предкавказья глинистые отложения майкопской серии являются газо - и нефтепроизводящими, суммарное содержание УВ при этом оценено в 40 трлн.м³ газовых и 22 млрд.т жидких УВ.

На основании проведённых палеотектонических реконструкций, олигоцен-миоценовый этап характеризуется как благоприятный для накопления нефтегазогенерирующих толщ. Эпигенитичность битумоидов верхнемеловых отложений достаточно обоснована геохимическими исследованиями ГНИ, ВНИГНИ, МГУ, ИГ ДНЦ РАН.

Учитывая, что на ряде площадей Предгорного Дагестана (Шамхалбулак и др.) майкопские отложения залегают на размытой поверхности верхнего мела, миграция УВ происходила преимущественно из майкопских глинистых образований, характеризующихся высоким содержанием ОВ и большими мощностями (более 1500 м) в смежных депрессиях. Наиболее интенсивная миграция углеводородов из майкопских отложений в трещиноватый карбонатный комплекс происходила в периоды наибольшей тектонической активности в предакчагыльскую фазу складчатости. Этому периоду соответствует образование новых систем трещин как в карбонатных отложениях верхнего мела, так и в глинисто-алевролитовых породах палеогена, что сопровождалось созданием дополнительных перепадов давлений. Последнее и обусловило интенсивную миграцию УВ из нефтегазоматеринских майкопских отложений как в карбонатные коллекторы, так и в созданные ёмкости глинистых отложений - трещиноватые зоны, олистолиты, клиноформы. Процесс миграции УВ продолжался и в более позднее время, в постплиоцене. Доказательством этому является наличие в глинах майкопа, в зонах разрывных нарушений, олистолитах газовых и нефтяных скоплений, проявившихся здесь интенсивными нефтегазопроявлениями в скважинах.

В наиболее прогнутой части ТКПП температура достигала 140⁰С. В целом по Восточному Предкавказью наблюдается следующее распределение зон катагенеза в майкопских отложениях: площади слабокатагенетически преобразованных пород (градации катагенеза ПК₁-МК₁) охватывают западную часть Терско-Сунженской зоны и юг Предгорного Дагестана (южнее г. Избербаш), в центральной части Терско-Сунженской НО и на западном обрамлении Дагестанского клина породы майкопа находятся на градациях МК₄ и возможно выше.

В условиях закрытых природных систем, когда генерирующие толщи резко преобладают над коллекторами, эмиграция микронефти практически затруднена. Наиболее миграционные микрокомпоненты ОВ распределяются в породах, заполняя все неоднородности (микротрещины, микропоры) в виде параавтохтонного битумоида. В этом случае нефтематеринский потенциал породы остаётся слабо реализованным, что подтверждается обогащением пород, находящихся в ГЗН, рассеянным жидким УВ до 4 кг/м³. С этой точки зрения майкопские отложения представляют благоприятный объект для формирования в них нефтяных месторождений при соответствующих условиях.

Палеореконструкции показали, что майкопские отложения в Предгорном Дагестане вошли в главную зону нефтеобразования (ГЗН) и обладают максимальной генерационной способностью. Так, на месторождениях Димитровское и Шамхалбулак эти отложения, согласно моделям прогрева Б.А. Соколова [283; 32ф], вошли в ГЗН в раннемиоценовое время. При этом, на Димитровском месторождении эта толща вошла в ГЗГ (главная зона газообразования) в позднемиоценовое время, в начале плиоцена верхняя часть майкопа вышла из ГЗГ и вошла в ГЗН, а низы майкопа и по настоящее время находятся в ГЗГ. По условиям залегания коллекторских пачек и нефтегазопроизводящих толщ по времени газоконденсатная залежь Димитровского месторождения сформировалась как за счёт среднеюрской нефтегазоматеринской толщи в основном на юго-западе, так и за счёт майкопских отложений, продуцирующих жидкие УВ в верхнемеловой резервуар [119]. На юге, в пределах Южно-Дагестанской складчатой зоны эти породы были погружены на глубину не более 1-1,5 км. Здесь в основном происходило образование газообразных УВ и весьма ограниченная миграция нефти, что обусловило промышленные скопления преимущественно газа на площадях Восточной антиклинальной зоны: Дузлак, Дагогни, Хошмензил.

При проведении структурно-поискового бурения, которое осуществлялось со сплошным отбором керна в многочисленных образцах, наблюдались нефтенасыщенные прослои алевролитов, а в глинах капельки нефти выступали по напластованию слоёв при раскалывании и особенно в полостях тектонических трещин. Выступающие капельки нефти, часто с пузырьками газа, свидетельствуют о том, что нефть и газ в основной массе пород находятся в условиях аномально высоких поровых и пластовых давлений. Максимальные термодинамические преобразования произошли в предакчагыльскую фазу, когда АВПД в майкопских отложениях в отдельных зонах превысило значения геодинамических нагрузок.

Общеизвестно, что чем интенсивнее прогибание и соответственно прогрев осадочных пород, тем выше уровень реализации нефтегазоматеринского потенциала, что особенно показательно для майкопских отложений (табл. 3).

Сложные структурные преобразования, приведшие к формирования крупных тектонических нарушений, подобных Гилянской зоне дислокаций, и обновлению погребённых разрывов более древнего (позднеолигоценового времени) заложения благоприятствовали широкомасштабным миграционным процессам углеводородов. Существенная разница давлений в глинистой толще майкопа в депрессионной части ТКПП, по сравнению с размытыми сводами поднятий и всей головной части Нараттюбинской зоны, интенсифицировала миграционные процессы, которые в ряде случаев сопровождались даже выжиманием глин в своды структур, о чем свидетельствуют многочисленные поверхности скольжения и явления диапиризма.