Предкавказская нефтегазоносная субпровинция

Предкавказская  нефтегазоносная субпровинция

          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 систему входят крупнейшие Западно-Кубанский и Терско-Каспийский краевые прогибы, разделенные Адыгейским иМинераловодским выступами, и ограничивающие с севера складчатые сооружения Большого Кавказа.

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

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

   Пермские  и триасовые отложения в Предкавказье развиты почти повсеместно.

   Вышележащие отложения выполнены терригенно-карбонатными 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-четвертичной молассовой толщей мощностью более 5 км. В центральной части с юга примыкает Керченско-Таманский поперечный прогиб, выполненный олигоцен- четвертичными молассами и наложенными 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-среднеюрских осадков изучена недостаточно, однако в южной бортовой зоне прогиба установлена Спокойненская антиклинальная цепь, состоящая из многочисленных поднятий. В широком и пологом северо-восточном 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 Западно-Кубанский 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 исследований 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 Западно-Кубанской НГО; Отрадненское, Темиргоевское в Восточно-Кубанской НГО; МалгобекТорское, 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-экранированные.

   Основные  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 мергельно-известняковой 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 терригенных пород небольшой мощности в нижней части комплекса. Продуктивность келловейских песчаников доказана на Баракаевском нефтяном и Темиргоевском газоконденсатном, Кошехабльском 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-Горском, Заманкульском, 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 значительные залежи практически на всей территории провинции на Карабулак-Ачалукском, Старогрозненском, Хаян-Кортовском, Брагунском, Правобережном и др. месторождениях.

   Палеоцен-эоценовый  НГК мощностью 150 — 2050 м сложен мергелями, глинами, алевролитовыми известняками. Продуктивные пласты выявлены в кумской, калужской, ильской, зыбзинской, 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, Новодмитриевском, Калужском, Азовском и др. месторождениях нефти. На востоке субпровинции кратковременные фонтанные притоки нефти были получены на Бенойской, Карабулакской, Кировской, Ачисинской площадях.

   Неогеновый (среднемиоцен-плноценовый) НГК мощностью  1200 — 3700 м представлен прослоями, пачками и пластами песчаников, алевролитов, глин, известняков, мергелей. Продуктивные горизонты связаны с пластами песчаников в отложениях понтического, 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-Горском, 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, Северо-Азербайджанский нефтегазоносные самостоятельные районы.

   ЗАПАДНО-КУБАНСКАЯ  ГНО соответствует Западно-Кубанскому краевому прогибу. Максимальная мощность осадочного чех-_ла 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, Гарбузовское, Сладковское, Западно-Нефтяное, Анастаси-евско-Троицкое, Фонталовское, Хадыженское, Зыбза-Глубокий Яр, Ахтырско-Бугундырское, Асфальтовая Гора и др.).

   Анастасиевско-Троицкое газонефтяное месторождение (рис. 184) расположено в 125 км к западу от г. Краснодара. Открытое 1953г., разрабатывается с 1954г. Приурочено к брахиантик-линали в пределах Анастасиевско-Краснодарской антиклинальной зоны. Складка осложнена двумя сводовыми поднятиями, имеет размеры 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, la, II, III содержат газ, IV— нефть с газовой шапкой, V, VI, Via, VII — нефть. Залежи пластовые сводовые, некоторые литологический ограниченные. Основной продуктивный горизонт — IVс эффективной толщиной до 50 м. Газонефтяной контакт -1502 м, водонефтяной -1521-1532 м. Высота газовой шапки 100 м. Коллекторы поровые (пески и песчаники); пористость 20— 30%, проницаемость до 0,9 мкм². Начальное пластовое давление соответствует гидростатическому, t —38—66°С. Состав газа, %: СН₄ - 91-98, СД.+ высшие - 3,5-0,80; СО₂ - 5,0-0,2; N₂-go 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 литологическиеловушки. Мощность песчаных пластов закономерно уменьшается по вос- 

 
 
 
 

 
 
 
 
 

Северо-Крымское нефтяное месторождение [16]:

1 —  изогипсы по кровле горизонта  XVIII (чокрак), м; 2 — тектоническое нарушение; 3 — контур нефтеносности; 4 — залежи нефти; 5 — скважины; 6 — линия профиля 
 
 
 
 

 
 
 
 

. Гарбузовское газовое  месторождение [16]:

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

Сладковское газовое месторождение [16]:

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

 
 
 
 
 
 

Западно-Нефтяное нефтяное месторождение [16]:

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

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

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 

 
 
 

Хадыженское нефтяное месторождение (по СТ. Короткову):