Предкавказская нефтегазоносная субпровинция

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-КУБАНСКАЯГНО 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, Кошехабльское, Кузнецовское, Советское, Майкопское, Соколовское, Южно-Советское и др.).

   Майкопское  газоконденсатное 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 6,5до 70м. Начальное пластовое давление 26,6 МПа в верхней залежи, 30,3 МПа — в нижней. Состав газа, %: СН₄ — 87,9—90, С₂Н_б+высшие — 6,2— 6,9, N₂ — 1—1,5. Содержание стабильного конденсата до 85 г/м³. Плотность конденсата — 795—815кг/м³.

   Соколовское газоконденсатное месторождение  (см. рис. 191) содержит гидродинамическую залежь в песчаном пласте I альбского яруса, приуроченную к структурному носу. Промыш-ленно 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 мощность 6,9 м, пористость 15 %, проницаемость 69-Ю'⁵ м². Рабочие дебиты скважин достигали 300—350 тыс. м^э/сут, но уже через несколько месяцев эксплуатации начиналось обводнение скважин.

   Южно-Советское  газоконденсатное месторождение приурочено к антиклинальной складке размерами 
 

  Кошехабльское газоконденсатное  месторождение [16]:

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

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 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

. 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 

Майкопское  газоконденсатное месторождение [16]:

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

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 uV, VIu VIIпесчано-алеври-то-глинистые пачки келловея. Эффективная мощность пластов 2—28 м, пористость 12—14%, проницаемость по керну (0,4— 1652)-10~'⁵ м². Нижнемеловые залежи пластовые сводовые, юрские — стратиграфически экранированные. Средние рабочие де-биты газа в скважинах, эксплуатирующих нижнемеловые горизонты, составляли 90—150 тыс. м³/сут, юрские 30—185 тыс. м³/ сут. Газ содержит конденсат: I и II пласты — 320 см³/м³, III — 247 см³/м³ и Vпласт — 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.

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; 6 — линия профиля 
 
 
 
 

Шамхал-Булакское  газовое месторождение [16]:

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