Предкавказская нефтегазоносная субпровинция

    Октябрьское нефтяное месторождение расположено в 8 км юго-восточнее г. Грозного. Приурочено к Сунженской антиклинальной зоне. Месторождение, залежи которого откры- валисьв 1913, 1960 и 1981 гг., как правило, сразу же вводились в разработку, относится к категори и крупных, площадь нефтеносности 26,2—55,8 км². Продуктивны отложения караган-чок- рака, верхнего и нижнего мела. Залежи нефти в песчано-алев- ролитовых 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—50 м, пористость 15,9—26,8 %, проницаемость 0,05—2,2 мкм². Дебиты нефти от 2—40 т/сут (II, XII, XXI пласты) до 500—1000 т/сут (XVI, XX, XXII пласты). Плотность нефти 0,815—0,847 г/см , вязкость до 5 МПа-с, содержание серы 0,22 %. Пластовые давления близкие к гидростатическим 3—10 

МПа, t 85°С. Известняки верхнего мела содержат на глубине 4,6 км массивную залежь нефти в сводовой части высокоамплитудной брахиантиклинали (0,7 км), имеющей размеры 13x3 км. Эффективная толщина, трещинно-кавернозного резервуара 302 м, проницаемость 0,063 мкм . Дебиты нефти 100—460 т/сут, плотность нефти 0,812 г/см , вязкость 0,19 МПа-с, со-держание серы 0,12%. Начальные пластовые давления аномально высокие 68 МПа, t 165°С. Небольшую по размерам залежь нефти (площадь 1,5 км ) на глубине около 4,8 км содержат пес-чано- алевролито-глинистые осадки альб-апта. Породы сильно уплотнены, и фильтрационно-емкостные свойства резервуара определяются развитием зон микротрещиноватости.

Залежь сводовая, массивная. Нефтенасыщенная толщина 82 м, проницаемость 0,05 мкм , дебиты нефти не превышали 55 т/ сут. Плотность нефти 0,837 г/см , вязкость 0,2 МПа-с, содержание серы 0,1%.

    Малгобек-Вознесенско-Алиюртовское газонефтяное месторождение (см. рис. 198) приурочено к западной части Терс-кого антиклинория, разбитого многочисленными нарушениями на тектонические блоки. Открыто в 1915 г., разрабатывается с 1975 г. Разрез сложен неоген-палеогеновыми, верхне- и нижне-меловыми отложениями общей мощностью до 3200—3500 м.

По отложениям неогена-палеогена выделяются: Горское  поднятие с двумя северными поднадвигами, Алиюртовская брахи- антиклиналь, Малгобек-Вознесенская система складок и др. Строение указанных тектонических блоков сложное. Они разбиты многочисленными нарушениями, амплитуда которых достигает 770 м, осложняющими северное крыло Севере-Вознесенской складки. Углы падения пород на крыльях достигают 70—80° и нередко поставлены почти вертикально. Строение месторождения по мезозойским отложениям значительно про -ще. Так, по отложениям верхнего мела на 42 км протягивается единая Малгобек-Вознесенско-Алиюртовская антиклиналь шириной 3 км. Свод складки широкий, с углами падения 15—20°, которые резко возрастают в направлении крыльев складки до 50—70°. В пределах складки отмечены нарушения небольшой амплитуды.

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

    Нефтяные  месторождения существенно преобладают  над газовыми.

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