Предкавказская нефтегазоносная субпровинция

 

                СОДЕРЖАНИЯ

1 Общие сведения  ………………………….3

2 

  Предкавказская нефтегазоносная субпровинция

Общие сведения

             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 систе-му входят крупнейшие Западно-Кубанский и Терско-Каспийский

краевые прогибы, разделенные Адыгейским и  Минераловодским выступами, и ограничивающие с севера складчатые сооружения Большого Кавказа.

    В пределах краевых прогибов и северного  склона антиклино- рия Большого Кавказа складки имеют сложное строение с разрывными нарушениями и диапирами.

    Фундамент в пределах НГСП разновозрастный  — от байкальского до герцинского включительно, на большей части — герцин- ский. Осадочный чехол сложен породами палеозойского, мезозойского и кайнозойского возраста.

    Пермские  и триасовые отложения в Предкавказье развиты почти повсеместно.

    Вышележащие отложения выполнены терригенно-карбонат-ными толщами юры, мела, палеогена, неогена различной мощности. Западно-Кубанский краевой прогиб имеет субширотное простирание и асимметричное строение. Фундамент герцинского возраста, к осевой части погружается до 13 км. В основании осадочного чехла предполагается наличие мощных до 1,5 — 2 км толщ триасовых отложений. На северном пологом и широком борту прогиба платформенный чехол начинается с нижнеюрских отложений. Южный борт прогиба наложен на складчатые комплексы палеоцена-эоцена и мезозоя Северо-Западного Кавказа и восточной погребенной части Крыма. Краевой прогиб сложен олигоцен-чет- вертичной молассовой толщей мощностью более 5 км. В централь-ной 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 разреза соленосную толщу. Эта часть прогиба характеризуется  устойчивым прогибанием в течение всего альпийского времени. В бортовых частях мощность юрских отложений сокращается вплоть до полного выклинивания. Структура подсолевых нижне-среднеюр-ских осадков изучена недостаточно, однако в южной бортовой зоне прогиба установлена Спокойненская антиклинальная цепь, состо-ящая из многочисленных поднятий. В широком и пологом северовосточном 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 ЗападноКубанский 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 литологические залежи нефти, названные за их форму рукавообразными. Геологи США лишь спустя много лет смогли обнаружить такого типа залежи и назвали их шнурковыми. В 1893 г. первая нефть из среднемиоценовых 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, Зыбза-Глубокий Яр, Анастасиевско-Троицкое, Малобабчинское, Приозерное, Глазовское нефтяные, Борзовское и др. в ЗападноКубанской НГО; Отрадненское, Темиргоевское в Восточно-Кубанской НГО; Малгобек-Горское, Октябрьское, Брагунское нефтяные, Инчхе-море, Шахмал-Булак, Махачкала и др.

Скопления нефти  и газа в Предкавказской НГСП чаще всего многопластовые. Нередко встречаются литологические залежи, сводовые и тектонически-экранированныеОсновные продуктивные горизонты, содержащие нефть, газ 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  мергельноизвестняковой 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 в основном песчаниками, аргиллитами, алевролитами. Выявлены газоконденсатные залежи на Юбилейном, Лабинском и др. месторождениях.

    Келловей-кимериджский (подсолевой) НГК мощностью 70 — 850 м представлен известняками и доломитами с пачками терри- генных пород небольшой мощности в нижней части комплекса. Продуктивность келловейских песчаников доказана на Баракаев- ском нефтяном и Темиргоевском газоконденсатном, Кошехабльс- ком газовом и др. месторождениях. Газонефтяная залежь в оке- форде 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 Малгобек- Горском, газа — на Датыхском месторождениях.

    Нижнемеловой (готерив-альбекий) 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-Г орском, Заманкуль- ском, 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 значитель-ные

    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 Но- водмитриевском, 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-Г орском, 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-Каспийская НГО; Керченско-Таманский, Южно-Дагестанский, Севером . Азербайджанский нефтегазоносные самостоятельные районы. 

    Западно-Кубанскому краевому прогибу. Максимальная мощность осадочного чехла 12 км. Основные продуктивные подкомплексы — нижнемеловой, 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), Анастаси-евско- Троицкое (рис. 184), Фонталовское (рис. 185), Хадыженское (рис.

186), Зыбза-Г лубокий Яр, Ахтырско-Бугундырское, Асфаль-товая 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 брахиантик-линали в пределах Анастасиевско-Краснодарской антиклинальной зоны. Складка осложнена двумя сводовыми поднятиями, имеет раз-меры 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—

1770 м. Горизонты  I, Ia, II, III содержат газ, IV — нефть с газовой шапкой, V, VI, VIa, VII—нефть. Залежи пластовые сводовые, некоторые литологически ограниченные. Основной продуктивный горизонт — IV с эффективной толщиной до 50 м. Газонефтяной контакт -1502 м, водонефтяной -1521-1532 м. Высота газовой шапки 100 м. Коллекторы пбровые (пески и песчаники); пористость 20— 30%, проницаемость до 0,9 мкм . 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- до 1,3. Нефть содержит серы до 0,3%, парафина доЗ%. Плотность нефти 830-908 кг/м³.

    Хадыженское нефтяное месторождение (рис. 186) открыто в 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 вос-

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 — скважи-ны; 6 — линия профиля

 

 

Рис. 182. Сладковское газовое  месторождение [16]:

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