Предкавказская нефтегазоносная субпровинция

 

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

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

 

Участок Амастасиевский Участок Троицкий

Ж Ю5135 SOS м. 20 ют езк л до iso iso т з*5 3is 370

Рис. 184. Анастасиевско-Троицкое газонефтяное месторождение [9]. Геологический разрез: 1 — нефть; 2 — газ; 3 — диапировое ядро

 

Рис. 185. Фонталовское газовое месторождение [16]:

1 — изогипсы по  кровле турон-сантонского яруса верхнего мела, м; 2 — контур газоносности; 3 — залежь газа; 4 — скважины; 5 — линия профиля

 

Рис. 186. Хадыженское нефтяное месторождение (по СТ. Короткову):

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

 

станию оси и в обе стороны от нее. Для всех залежей характерно отсутствие газовых шапок, что объясняется близостью головных частей залежей к дневной поверхности.

    ВОСТОЧНО-КУБАНСКА/ иНО включает Восточно-Кубанский прогиб и Адыгейский выступ. Максимальная мощность осадочного чехла 8 км. Основные продуктивные подкомплексы — нижнемеловой и палеогеновый. Залежи газоконденсатные и газовые сводового и экранированного типа, многопластовые на глубинах 2,5—

4 км (Александровское,  Кошехаблтское (рис. 187), Кузнецовское (рис. 188), Советское (рис. 189), Майкопское (рис. 190), Соколовское (рис. 191), Южно-Советское (рис. 192) и др.).

    Майкопское газогонденсапуое месторождение (см. рис. 190) расположено в 15 км к северу от г. Майкопа. Открыто в 1958 г., разрабатывается с 1960 г. Приурочено к брахиантиклинальной складке, осложняющей северный борт Адыгейского выступа. Выявлено 5 залежей в отложениях нижнего мела. Залежи пластовые сводовые. Продуктивные горизонты сложены песками и песчаниками. Тип коллектора поровый. Пористость 15,5—17,5%, проницаемость до 1,4 мкм². Глубина верхней залежи в своде 2435 м, нижней — 2670 м. Эффективная толщина пластов от 6,5 до 70м. Начальное пластовое давление 26,6 МПа в верхней залежи, 30,3 МПа

• в нижней. Состав газа, %: СН4 — 87,9—90, С₂Н₆+высшие —

2. 6,9, N₂ — 1—1,5. Содержание стабильного конденсата до 85

33

г/м . Плотность конденсата — 795—815 кг/м .

    Соколовское газоконденсатное месторождение (см. рис. 191) содержит гидродинамическую залежь в песчаном пласте I алббского яруса, приуроченную к структурному носу. Промышленно продуктивны только скважины, пробуренные в средней, относительно погруженной части структурного носа. На гипсометрически более приподнятом участке пласт I оказался водоносным. Поверхность раздела газ-вода характеризуется сложной, выпуклой в сторону подошвы пласта формой с общим наклоном в сторону направления регионального движения вод. Средняя глубина залегания пласта I — 3590 м, средняя эффективная

-15 2

мощность 6,9 м пористость 15 %,проницаемость 69х10" м .Рабочие дебиты скважин достигали 300—350 тыс. м /сут, но уже через несколько месяцев эксплуатации начиналось обводнение скважин.

    Южно-Советское  газоконденсатное месторождение (см. рис.

192. приурочено к антиклинальной складке размерами

Рис. 187. Кошехабльское газоконденсатное месторождение [16]:

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

 

Рис. 188. Кузнецовское газонефтяное месторождение [16]:

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

 

Рис. 189. Советское нефтяное месторождение [16]:

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

 

Рис. 190. Майкопское газоконденсатное месторождение [16]:

1. — изогипсы по кровле III продуктивного горизонта нижнего мела, м;
2. — тектоническое нарушение; 3 — первоначальный внешний контур газоносности; 4 — залежи газа; 5 — скважины; 6 — линия профиля

 

 

 
 

Ш 5 11 Ч 12 6 15 20 д

-Ж 

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

 

4,5x3,0 км и высотой 60 м. Скважинами вскрыты осадочные отложения неоген-палеогенового, мелового и юрского возраста, а также метаморфизованные породы фундамента (палеозой). Между меловыми и юрскими отложениями имеется угловое и стратиграфическое несогласие. Газоносными являются I, II и III пласты песчаников аптского яруса и V, VI и VII песчано-алеври-то- глинистые пачки келловея. Эффективная мощность пластов 2—28 м, пористость 12—14%, проницаемость по керну (0,4—

15 2

1652)х10" м . Нижнемеловые залежи пластовые сводовые, юрс-кие

• стратиграфически экранированные. Средние рабочие де-биты газа в скважинах, эксплуатирующих нижнемеловые гори-зонты,

33

составляли 90—150 тыс. м /сут, юрские 30—185 тыс. м / сут. Газ содержит конденсат: I и II пласты — 320 см /м3, III —

247 см³/м³ и V пласт — до 1500 см³/м³.

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

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

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

 

Рис. 194. Шамхал-Бу лакское газовое месторождение [16]:

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

 

Рис. 195. Газонефтяное месторождение  Гаша [16]:

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

 

Рис. 196. Димитровское нефтегазоконденсатное месторождение [16]:

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

 

Рис. 197. Старогрозненское нефтегазовое месторождение [16]:

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

 

В области  сосредоточено значительное число  месторождений не-фти и газа субпровинции: Брагунское и Северо-Брагунское (рис.

193. , Шамхал-Булакское (рис. 194), Гаша (рис. 195), Димитровское (рис. 196), Старогрозненское (рис. 197), Малгобек-Вознесенско- Али-юртовское (рис. 198) и др.

    Димитровское нефтегазоконденсатнонефтяное месторождение (см. рис. 196) расположено в 15 км юго-восточнее г. Махачкалы. Открыто в 1980 г., в разработку введено в этом же году. Приурочено к Нараттюбинской складчато-надвиговой зоне Дагестанского клина. Связано с крупной (27x8 км) высокоамплитудной (650 м) структурой, представляющей собой систему тектонических блоков, имеющих форму брахиантикли- налей. Продуктивны карбонатные породы верхнего мела и ва- ланжина-верхней юры. Залежь нефти в отложениях верхнего мела в пределах самостоятельного блока структуры небольшая (площадь 2,5 км2). Залежи газа и нефти в отложениях верх-него мела (гл. 3,5-3,7 км) массивные, сводовые, связаны с тре-щинным карбонатным резервуаром, фильтрационно-емкостные свойства которого неоднородны. Эффективная газонасы-

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

а — структурная  карта по кровле верхнего мела;

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

 

щенная  толщина резервуара 140—200 м, нефтенасыщенная —

70 м; дебиты  газа 80—293 тыс. м /сут, плотность газа 0,631 г/ см , содержание метана 91—92%, сероводород отсутствует.

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

    Старогрозненское нефтегазовое месторождение (см. рис. 197), расположено в 6 км северо-западнее г. Грозного. Открыто в 1893 г., относится к категории крупных. Площадь нефтенос-ности основных залежей 70,8—84,5 км2. Приурочено к Сунженс-кой антиклинальной зоне. Продуктивны отложения караган-чокрака, верхнего и нижнего мела. Наиболее сложное строение имеет караган-чокракский комплекс, образующий криптодиапи-ровую асимметричную складку, южная половина которой взброшена на 1—1,2 км и надвинута на ее северную часть, вследствие чего в пределах последней породы залегают вертикально или запрокинуты на юг. Поднадвиговая и надвинутая части складки также осложнены многочисленными поперечными разрывами, наиболее крупный из которых (Ташкалинский) рассекает восточную периклиналь складки. В пределах взброшенной и под- надвиговой частей складки нефтеносны более 15 песчано-алев- ролитовых пластов (2в, Зв, I-XII, XIV-XVI промысловой номенклатуры), а в разрезе восточной периклинальной части складки (Ташкалинский участок) 6 пластов (IX, X, XII, XIII, XIV и XVI). Продуктивные горизонты залегают на глубинах +0,1—2 км. Залежи пластово-сводовые, тектонически экранированные, литологически ограниченные с самостоятельными ВНК. Толщины gластов от 5 до 52 м, пористость 6—29 %, проницаемость 0,1—

4. мкм . Дебиты нефти от 3,5—25 т/сут (III, IV, IX, XIV пласты) до 200—1000 т/сут (2в, Зв, II, XII пласты). Плотность нефти 0,830—0,879 г/см3, вязкость 12—14 МПа-с, сера отсутствует. За 100 лет разработки из караган-чокракских залежей добыто более 52 млн т нефти. По верхнемеловым отложениям месторождение более простого строения. Это узкая линейно вы-

тянутая складка  размером 30,5x3,1км, амплитудой 790 м с  кру-тыми крыльями, осложненными нарушениями. Продуктивны кавернознотрещиноватые известняки на глубине до 4,5 км. За-лежь сводовая массивная. Нефтенасыщенная толщина резервуара 272 м, пористость 6,7%, проницаемость 0,15 мкм2. Дебиты нефти 510—2000 т/сут. Плотность нефти 0,823 г/см , вязкость 0,19 МПа-с, содержание серы 0,09%. Начальные плас-товые давления аномально высокие 72 МПа, t=148°C. Залежь разрабатывается с 1970 г., накопленная добыча нефти 32,692 млн т. По нижнемеловым породам складка аналогичного строения с верхнемеловыми, размеры ее 27,3 х 2,4 км, высота 650 м. Залежь сводово-массивная, продуктивны сильно уплотненные песчано- алевролито-глинистые осадки альб-апта на глубине около 5 км. Толщина трещинно-порового резервуара 140 м, пористость 4,4%, проницаемость 0,006 мкм2. Наибольший дебит нефти 392 т/сут. Плотность нефти 0,820 г/см , вязкость 0,18 МПа-с, содержание серы 0,9 %. Пластовое давление аномально высокое 69 МПа, t 160°С. Залежь разрабатывается с 1978 г., накопленная добыча 7,272 млн т. Небольшую газовую залежь (1,9 млрд. м³) содержат трещинные известняки валанжина на глубине 5,3 км. Дебиты газа невысокие 5—7 тыс. мэ/сут. Газ имеет повышенное содержание сероводорода.