Тектоника осадочного чехла 5 страница

Верхнемеловой-палеоценовый карбонатный комплекс

Названный комплекс развит в Предкавказье повсеместно, кроме тех небольших участков, где он был размыт. В Западном Предкавказье карбонатная часть разреза имеет относительно небольшую мощность -(десятки и первые сотни метров). Нижняя часть верхнемелового разреза иногда имеет глинисто-алевритовый состав. В верхней части разреза в северной платформенной части увеличивается присутствие мергельно-глинистых разностей. На западе и юго-западе в пределах Тамани и в Предгорьях Северо-Западного Кавказа разрез представлен мергельно-известковыми флишоидными отложениями. В пределах южного борта Западно-Кубанского прогиба выделяется узкая зона развития флишевых отложений также палеоцен-нижнеэоценового возраста. К этой же зоне приурочены наиболее полные и мощные (более 1,5 км) разрезы глинисто-мергелистых толщ среднего-верхнего эоцена (нижняя часть верхнего эоцена здесь нередко приобретает субфлишевый облик).

В пределах Западно-Кубанского прогиба до глубин 1000-2000 м пористость составляет 8-24 %, до глубин, соответственно, 2000-3000 м - 6-15,6 %, 3000-4000 м - 7-14 % и 4000-5000 м - 4-8,5 %. В пределах структур Северо-Западного Кавказа в верхнемеловом флише пористость пород не превышает 5,5-8,5 % на глубинах не более 2000 м. Пористость карбонатных пород верхнего мела имеет субкапиллярный характер и не может служить емкостью для флюидов, поэтому коллекторы в них могут быть связаны только с трещиноватостью. Интенсивное развитие трещиноватости отмечено по южному борту Западно-Кубанского прогиба, в породах субфлишевой формации, а также на Тамани. В последнем случае на площади Кучугры вертикальные и субвертикальные трещины плотностью до 5-8 на пог. см отмечены в мергелях скв. 11 на глубине 3251-3258 м. При этом общая пористость их достигает 21,4 %. На глубине 4151-4158 м количество (плотность) трещин возрастает до 10 на пог. см.

Более высокой трещиноватостью характеризуется, как правило, породы с повышенным содержанием карбоната. Получение на ряде площадей притоков нефти (Кавказская) и воды с газом (Бейсугская, Каневская, Армавирская, Кропоткинская и др.) дают возможность предполагать, что на участках интенсивной пликативной и дизъюнктивной деформации слоев в них возможно образование трещинных коллекторов. Это подтверждается и результатами изучения трещинной емкости и проницаемости в шлифах пород, пропитанных бакелитом. Так, на Кавказской площади в скв. 2 в интервалах 3133-3136 и 3205-3210 м трещинная емкость составила 1,27-1,6 %. Трещинная проницаемость 2-320 мД, на Юбилейной площади (скв. 2) на глубинах 3395-3412 м, соответственно, 0,06-3,3 % и 0,2-30 мД, на Ладожской площади (скв. 10, интервал 3102-3200 м) - 0,05-2,08 % и 0,2-200 мД.

В Центральном и Восточном Предкавказье верхний мел сложен различными структурно-вещественными типами известняков. В платформенных районах основная продуктивная часть приурочена к верхней части разреза (Маастрихту), перекрытых палеогеновыми глинами. В Терско-Каспийском прогибе, на его складчатом борту, карбонатный комплекс представляет собой единый трещинно-кавернозный резервуар. Покрышкой служат глинисто-мергелистые породы палеогена, но в целом ряде случаев в сводах поднятий они интенсивно трещиноваты и образуют с верхнемеловыми породами единый резервуар.

Распределение трещинной емкости в верхнемеловом комплексе Терско-Каспийского прогиба в целом закономерно связано со структурной формой складок, и максимальные ее значения отмечаются в наиболее дислоцированных участках. В платформенных районах указанная закономерность не прослеживается. Здесь, как правило, участки повышенной трещиноватости связаны не со сводовыми частями современных структур, а расположены в тех участках, где в геологическом прошлом находились палеосводы структур верхнемелового комплекса.

В пределах Ставропольского края с карбонатными отложениями верхнего мела связан ряд нефтяных и нефтегазовых залежей на Байджановской, Величаевской, Зимнеставкинской, Восточной, Урожайненской, Ачикулакской, Владимировской, Мектебской, Западно-Мектебской, Белозерской, Лесной, Прасковейской, Южной, Советской, Андрей-Курганской и других площадях. Кроме того, в пределах Армавиро-Невинномысского вала притоки газа из верхнего мела были получены на Терновской площади (скв. 1 и 5), слабое выделение газа при опробовании отмечалось на Северо-Нагутско-Веселовс-кой (скв. 1 и 10), Подгорненской и Ровненской площадях.

Анализ этих данных о коллекторских свойствах свидетельствует о том, что в большинстве случаев верхнемеловые карбонатные отложения низкопористые и слабопроницаемые. Известные притоки углеводородов и пластовых вод получены, как правило, из трещиноватых разностей. Последние, по данным гидродинамических исследований, характеризуются достаточно высокой проницаемостью в районах Минераловодского выступа, а также в Прикумс-кой зоне поднятий на Прасковейской, Отказненской, Левокумской, Арбалинской, Озек-Суатской и других площадях. Так, в скв. 2 Суркульско-Кумской площади с глубины 929 м фонтанный приток воды достигал 6440 м³/сут. На Северо-Нагутской, Георгиевской, Петровской, Чкаловской, Серафимовской, Гороховской площадях, в юго-восточной части Прасковейской площади известняки слабопроницаемые. В пределах Приозерской и Максимокумской площадей они практически непроницаемые. Зона развития коллекторов верхнего мела отмечается на севере территории (Сухобуйволинская, Благодарненс-кая, Мирненская), а также в пределах кряжа Карпинского (Ики-Бурульская, Бузгинская и другие площади).

Скопления нефти Восточного Предкавказья приурочены к мелоподобным известнякам Маастрихта, которые представляют собой чередование недоуп-лотненных рыхлых и более плотных пропластков мощностью 70-100 м. Рыхлые разности известняков практически не сцементированы, плотные сцементированы кристаллическим кальцитом, трещиноваты, со стилолитами. Наблюдается растворение и перекристаллизация кальцита. Известняки сложены коколитофоридами и их фрагментами, размером 4-20 мкм. Эффективный радиус пор по данным ртутной порометрии в рыхлых разностях 2,6-7,3 мкм, в плотных - не более 2,1 мкм. Проницаемость равна, соответственно, 13 мД и 1-3,5 мД. Полная эффективная пористость составляет 15-20 %.

Верхнемеловой карбонатный комплекс в пределах Терско-Каспийского прогиба является нефтегазоносным в интервале глубин 2,5-5,8 км. Представлен он толщей микрозернистых, в разной степени глинистых, трещиноватых известняков, мощность которых меняется от 250 до 600 м, а на участке южного обрамления прогиба, граничащего с западным склоном Дагестанского клина, мощность увеличивается до 1500 м. Залежи приурочены к высокоамплитудным (до 1500 м), резко выраженным структурам. Дебит отдельных скважин достигает 2-3 тыс. т/сут, причем увеличение глубин не оказывает влияния на продуктивность.

Коллекторские свойства верхнемеловых отложений обусловлены процессами трещинообразования и последующего выщелачивания. В зависимости от интенсивности этих процессов были выделены три типа коллекторов по характеру емкостного пространства: порово-кавернозно-трещинный, развитый в верхних частях разрезов I, II и III пачки, а также в верхах IV пачки; трещинный, характерный для V, более глинистой пачки и трещинно-кавер-нозный в отложениях VI пачки. В качестве критерия выделения этих типов были положены следующие цифровые значения блоковой и вторичной пористости (емкости) и относительной глинистости: для смешанного типа К^{б л}>7 %, К_п^вт > 3,5 %; для преимущественно трещинного типа: К_п^{б л}>7 %, К_п^вт < 3,5-2 %; для порового: К_п^{б л} >14 %. По данным промысловой геофизики, трещинная емкость верхнемелового коллектора меняется от 0,1 до 0,7 %. блоковая пористость колеблется в пределах 2-6 %, достигая в отдельных случаях 25 %, и вторичная трещинно-кавернозная изменяется от 6 % в верхней части разреза до долей процента в средней части (V пачка). Наибольшая продуктивность отмечается в верхних пачках (I—IV), где развит смешанный тип коллектора. В литологическом отношении породы этих пачек представлены чистыми разностями биохемогенных известняков микрозернистой структуры с содержанием нерастворимого остатка не более 5 %. В разрезе этих пачек встречаются прослои мелоподобных известняков, блоковая пористость которых превышает 14 %, реже достигает 25 %. Последние сложены мельчайшими известняковыми планктонными водорослями-кокколитофоридами, которые в силу особенностей их строения обеспечивают высокую пористость пород.

Суммарная мощность этих пород на месторождениях Малобек-Вознесенс-кое и Ахлово составила 56 м, а доля участия их в общей пористости (емкости) коллектора достигает 25 %. Отдельные исследователи считают, что часть запасов содержится в блоковой емкости. Можно предположить, что мелоподобные известняки прослеживаются далее к востоку на большие глубины, составляя единую фациальную зону.

Одним из критериев при поисках коллекторов в отложениях верхнего мела является степень тектонической напряженности или напряженно-деформационного состояния, т.е. наличие геодинамически напряженных активных зон, в пределах которых происходит аккумуляция и разрядка напряжений.

В структурном плане наиболее благоприятными для формирования коллекторов будут резко выраженные высокоамплитудные дислоцированные структуры, приуроченные к зонам разрывных нарушений.

Верхнемеловой коллектор продуктивен в пределах всего Терско-Каспийс-кого прогиба. Наиболее высокие значения вторичной пористости отмечаются для западной части Терского хребта (до 3,5 % и более). Для площадей Сунженского хребта эти значения ниже - не превышают 2 %. Весьма сложная картина на восточном погружении этих зон. Здесь резко сокращается количество определений вторичной пористости, а для некоторых участков их вовсе нет.

Однако проведенные исследования позволяют предполагать более высокие значения вторичной пористости на юго-восточном погружении передовых хребтов. Это районы Белореченской, Новолакской, Мескетинской и других структур, где градиенты современных движений имеют порядок, не меньший, чем в пределах западной части хребтов на площадях Малгобек-Вознесенское, Эльдарово и др.

Имеющиеся данные повторного нивелирования свидетельствуют о высокой степени дифференциальных движений в Терско-Каспийском прогибе в результате современной тектонической активности.

Терская зона на всем протяжении характеризуется более высокой активностью, чем Сунженская зона (градиент современных вертикальных движений земной коры для Сунженской зоны в два раза ниже, чем для Терской); скважины Терской зоны отличаются более высокими дебитами и коэффициентами продуктивности, чем на Сунженской зоне.

Между распределением параметров современной тектонической активности и значениями К_п^вт существует весьма тесная, возможно, генетическая связь. В то же время, распределение значений К_п^вт характеризует распределение зон трещиноватости. Это дает возможность прогнозировать зоны с высокими значения К_п^вт в первую очередь это относится к юго-восточному погружению передовых хребтов. Районы, примыкающие к Дагестанскому клину, также отличаются тектонической напряженностью, обилием разрывных нарушений. Другим районом с прогнозируемыми значениями вторичной пористости являются межхребтовая Алханчуртская зона, которая характеризуется высокими значениями современных вертикальных движений земной коры. Перспективность этих районов подтверждается открытием газоконденсатной залежи на Новолакской площади, где с глубины 5500 м получен фонтан газа.

Таким образом, верхнемеловые карбонатные отложения во всей районах региона являются перспективным комплексом, о чем свидетельствует наличие в их разрезе коллекторов, связанных с зонами трещиноватости.

Палеоцен-эоценовый комплекс

Этот комплекс распространен в регионе повсеместно, за исключением отдельных приподнятых участков кряжа Карпинского, где он частично эродирован.

Палеоцен-эоценовый комплекс южного борта Западно-Кубанского прогиба характеризуется значительными мощностями (до 1800 м), устойчивостью литофаций по простиранию, но быстрым и резким изменением мощности и полноты разреза вкрест простирания, глинизацией обломочных пород и их полным замещением глинами на восточном и западном окончаниях флише-вого трога.

Флишевые отложения палеоцена - нижнего эоцена характеризуются в основном терригенным составом. Большая часть разреза (свиты Горячего Ключа и ильская) представлена ритмичным чередованием алевролитов и глин с отдельными пачками песчаников и редкими горизонтами обломочных пород, в нижнем палеоцене (свита цице) и в нижнеэоценовой части флише-вой формации (зыбзинская свита) отмечаются прослои мергелей.

Алевролиты образуют десять продуктивных горизонтов, большая часть которых приурочена к верхнему палеоцену. Глубины залегания продуктивных горизонтов колеблются от 800-221 м на юге до 4100 м и более - в осевой части зоны. Общая мощность изменяется от 55 до 180 м, при этом эффективная мощность не превышает 15 м. Пористость изменяется от 4 до 20-25 %, проницаемость - от 40 до 100 мД.

В верхне-средне-эоценовой, преимущественно глинисто-мергелистой части комплекса выделяются два продуктивных горизонта.

Продуктивный горизонт Iа приурочен к нижней части калужской свиты (средний эоцен), мощность его непостоянна в результате размыва верхней части и фациальной изменчивости и не превышает 40 м. Физические свойства алевролитов низкие. Пористость не более 10-15 %.

Наибольший интерес представляет продуктивный кумский горизонт, занимающий большую нижнюю часть кумской свиты. Кумский горизонт распространен узкой полосой вдоль южного борта Западно-Кубанского прогиба и представлен алевролитово-глинистым субфлишем, латерально замещающимся глинисто-мергельными отложениями, не содержащими коллекторов. Общая мощность горизонта от 0 по периферии до 400 м в осевой части зоны, эффективная мощность - до 150 м. Глубина залегания от 600 до 4000-5000 м и более. Пористость алевролитов не превышает 25 %, проницаемость 20-40 мД.

В целом, палеоген-эоценовый комплекс на южном борту прогиба интенсивно дислоцирован, слагающие его осадки сильно уплотнены и фильтраци-онно-емкостные свойства пород-резервуаров контролируются прежде всего развитием в них микротрещиноватости, особенно в эоценовой части комплекса.

В платформенных районах Западного Предкавказья комплекс мощностью до 1 км залегает, в основном, моноклинально и продуктивен только на отдельных площадях Каневско-Березанского вала (Бейсугская, Каневско-Лебяжья, Восточно-Коржинская) и Западно-Ставропольской впадины (Ильская). В преимущественно глинистом по составу разрезе газоносны песчано-алевролитовые горизонты черкесской свиты эоцена. Общая мощность пластов изменяется от 14 до 90 м, при эффективной мощности 4,3-7,0 м; пористость 25-30 %, проницаемость 2,81-1,39 мД.

В пределах Ставропольского свода палеоцен-эоценовый комплекс достигает 800-900 м и сложен мощными песчаными толщами. Интенсивность структурной дифференциации комплекса весьма высокая. Тем не менее, продуктивность комплекса ограничена, что связано с неблагоприятными условиями для формирования здесь залежей (слабое развитие в разрезе нефтегазоматеринских осадков).

На востоке региона, как в платформенных зонах, так и в Терско-Каспийском передовом прогибе, палеоцен-эоцен имеет резко сокращенные мощности.

Майкопский газонефтеносный комплекс

Комплекс распространен повсеместно в регионе, за исключением осевой части кряжа Карпинского, где он эродирован. По составу комплекс, мощностью до 1,6 км в платформенных районах и 2-4 км в передовых прогибах, преимущественно глинистый.

В Западно-Кубанском передовом прогибе песчано-алевролитовые пласты развиты в нижней и средней частях разреза. Залежи нефти и газа в майкопских отложениях приурочены к полосе "нефтегорских" песков, которая прослеживается вдоль моноклинали южного борта прогиба почти на 150 км от г. Кефтегорска на востоке до станицы Восточно-Северской на западе. Максимального развития пески достигают на меридиане станицы Саратовской, где они залегают на глубинах 2-3 км, а ширина и мощность песчаной толщи, соответственно, составляет 30 км и 950 м. В западном направлении ширина полосы резко сужается, количество и мощность отдельных горизонтов сокращается. Если в Хадыженской зоне в разрезе Майкопа выделяется до семи продуктивных горизонтов, то в Ахтырско-Северской зоне остаются лишь два верхних продуктивных горизонта. Глубина залегания продуктивных горизонтов изменяется от 500-1000 м на востоке до 2300 м и более на западе, мощность отдельных пластов колеблется от 11 до 180 м. Продуктивные пласты представлены чередованием песков и песчаных алевролитов, имеющих пористость 15-25 %, проницаемость 50-612 мД.

Песчаные горизонты небольшой мощности отмечены и в южной части Таманского полуострова - в пределах Карабетовской, Кизилташской и Благовещенской антиклинальных зон.

В пределах прогиба широко известны многочисленные литологические залежи заливообразной формы в Нефтегорско-Хадыженской и Дыш-Ключе-вой зоне. Кроме того, установлены структурно-литологические залежи в погруженных частях прогиба на крыльях крупных складок (Калужская, Новод-митриевская и др.). Залежи нефти обнаружены также в юго-западной бортовой зоне прогиба, где моноклинально залегающий майкоп перекрывает сложнопостроенные мел-палеогеновые структуры (Абинско-Украинская, Ахтырско-Бугундырская).

В платформенных районах Западного Предкавказья выделяются несколько зон развития песчаников майкопского комплекса. В пределах южной части Восточно-Кубанской впадины прослеживается полоса песчаников среднего Майкопа, шириной 6-8 км, протяженностью до 100 км. Мощность песчаников 75-100 м. Песчаники обладают удовлетворительными коллекторскими свойствами, но вследствие моноклинального залегания комплекса здесь установлена лишь одна небольшая литологическая залежь газа на Кузнецовской площади. В пределах северной части Каневско-Березанской системы поднятий и в Ирклиевской впадине разрез среднего Майкопа представлен на 60-70 % песчано-алевролитовыми породами, разделенными прослоями глин. Количество песчаных прослоев колеблется от 1 до 20, мощность от 0,5 до 3-5 м, реже 10 м. Промышленная газоносность доказана на Бейсугской, Восточно-Коржинской, Ленинградской площадях. Продуктивная часть разреза залегает на глубинах 870-890 м и представлена чередованием песчаных разностей; пористость 18-20 %. Залежи литологического типа мелкие. Нижняя часть Майкопа (хадум) продуктивна на площадях Бейсугской и Расшеватской.

В пределах Ставропольского свода песчано-алевролитовые пласты развиты в верхнем Майкопе и хадуме. Структурная дифференциация майкопского комплекса высокая, и при наличии коллекторов он продуктивен на всех площадях рассматриваемой территории. Залежи Грачевско-Кучерлинской зоны приурочены к нескольким (до шести) песчано-алевролитовым горизонтам в верхней части майкопского разреза, которые в западном направлении глинизируются, сокращаются в мощности и полностью выклиниваются в пределах Тахта-Кугультинско-Сенгилеевской зоны.

Продуктивные горизонты верхнего Майкопа литологически неоднородны - от крупнозернистых песчаников до глинистых алевролитов, пористость при этом колеблется от 13 до 43 %, проницаемость от 20 до 1600 мД. Эффективные мощности изменяются по площади от 4 до 11 м. Глубины залегания продуктивных горизонтов от 200 до 600 м. Залежи в основном пластово-сводовые.

Наибольшее количество залежей газа на Ставропольском своде выявлено в отложениях хадума, они приурочены к песчано-алевролитовой полосе шириной до 30-40 км, пересекающей Ставропольский свод с северо-востока на юго-запад. Продуктивный хадумский горизонт залегает на глубинах от 320 до 700-850 м. Наибольшая эффективная мощность горизонта (до 70 м) отмечается на Северо-Ставропольско-Пелагиадинском месторождении (самом крупном газовом месторождении региона). Коллекторами являются алевролиты и мелкозернистые слабосцементированные песчаники, пористость от 20 до 80 %, проницаемость изменяется от 55 до 1600 мД. Залежи пластовые, сводовые.

В Восточном Предкавказье майкопский комплекс в основном имеет глинисто-песчаный состав, коллекторы развиты широко, но продуктивность их ограничена вследствие моноклинального залегания.

В Мирненско-Сельской зоне Прикумского поднятия продуктивны песчано-алевролитовые горизонты верхнего Майкопа (аналоги Грачевско-Кучерлинс-кой зоны Ставропольского свода). Небольшие залежи установлены в пределах Восточно-Манычского прогиба в песчано-алевролитовых горизонтах среднего Майкопа (Русский Хутор северный, Величаевская площадь и др.).

Хадумская часть Майкопа в Прикумской зоне поднятий представлена маломощной пачкой глин с прослоями алевролитов и мергелей и содержит слабопроницаемые коллекторы трещинно-порового типа, которые продуктивны на единичных площадях (Прасковейская, Озек-Суат и др.).

Специфический тип залежей в хадуме отмечается в пределах отдельных структур Восточно-Ставропольской впадины (Журавская, Воробьевская). Здесь коллектором являются разуплотненные глины в зонах повышенной тектонической активности, где происходила частая смена знака тектонических движений. Зоны развития коллекторов в глинистых толщах приурочены к флексурообразным перегибам пород и надразломным зонам. Открытая пористость глинистых пород колеблется от 12 до 14 %, проницаемость - от 4,5 до 5,5 мД.

В Терско-Каспийском прогибе майкопская серия повсеместно сложена толщей глинистых образований мощностью от 200-800 до 3000 м. Эта толща является региональной покрышкой для нижележащих эоцен-верхнеюрских комплексов. Необходимо отметить, что в районе Дагестанского клина развиты крупные глыбовые внедрения в майкопских отложениях карбонатных пород палеоцен-эоцена (фораминиферовые слои). Кроме того, в базальной части майкопского комплекса (хадум) присутствует глинисто-мергелистая пачка пород, которая в зонах тектонических нарушений обладает благоприятными коллекторскими свойствами (участки микротрещиноватости). Именно с этими отложениями в пределах Восточной антиклинальной зоны (месторождения Берикей, Дузлак, Дагестанские Огни и Хошмензил) связана промышленная нефтегазоносность, при этом отложения хадума образуют единый природный резервуар с фораминиферовыми слоями. Коллекторами служат трещиноватые глинистые мергели, характеризующиеся неоднородной трещинной пористостью (20-30 %). Мощность продуктивных горизонтов 40-50 м. Залежи массивного типа.

Неогеновый (среднемиоцен-плиоценовый) комплекс

Комплекс развит повсеместно. Наиболее мощные его разрезы (до 2-3 км), сложенные в основном песчано-глинистыми породами, характерны для передовых прогибов. Здесь комплекс, как правило, дислоцирован и нередко интенсивно эродирован. На платформе неогеновый комплекс залегает в основном моноклинально, исключение составляет Ставропольский свод.

В Западно-Кубанском прогибе нижнюю продуктивную часть комплекса (чокрак-сармат) образуют песчано-алевролитовые и карбонатные осадки, характеризующиеся невысокими коллекторскими свойствами, независимо от типа резервуара - порового или трещинного. Комплекс дислоцирован только в западной половине южного борта и в Таманской части прогиба. На востоке южного борта он залегает моноклинально и к тому же дренирован с поверхности. Продуктивные пласты центральной и западной частей южного борта прогиба представлены чередованием глинистых осадков, алевролитов, песчаников; подчиненное значение имеют карбонатные коллектор-трещинные известняки, доломиты. В разрезе миоцена выделяется до 16 продуктивных горизонтов, мощностью от 10 до 190 м, при этом эффективные мощности колеблются от 2 до 50 м. Глубина их залегания 460-1700 м. Коллекторы

характеризуются пористостью 13-18 %, проницаемостью 20-30 мД. Залежи пластовые, литологически и стратиграфически экранированные.

В Таманской части прогиба продуктивные терригенно-карбонатные отложения сармат-чокрака залегают на глубинах от 500 до 1700 м, значительную роль здесь играют карбонатные коллекторы, особенно в чокрак-караганской части разреза. Залежи пластовые, сводовые, нередко тектонически экранированные.

В центральных районах Западно-Кубанского прогиба и на его северном борту разрез глинизируется. Тем не менее, в разрезе чокрака северного борта выделяется до 11 песчано-алевролитовых пачек, имеющих спорадическое развитие. Пачки представлены переслаиванием песчаников, алевролитов и глин. Песчаники и алевролиты характеризуются небольшими значениями эффективных мощностей - от 0,2 до 5 м и пористостью от 15 до 33 %.

Коллекторы распространены по площади неравномерно. Наибольшей пес-чанистостью характеризуется западная часть северного борта, в центральной его части наличие коллекторов отмечено в редких случаях, а на востоке прогиба песчанистость разреза вновь увеличивается, но значения физических свойств коллекторов ниже, чем в западной части. В пределах северного борта Западно-Кубанского прогиба чокракские отложения разбиты дизъюнктивными внутриформационными нарушениями на серию субширотных блоков, ступенчато погружающихся по направлению к оси прогиба. К западной части этой зоны приурочены газоконденсатные и нефтяные залежи в чокрак-ских отложениях. Залежи структурно-литологического типа.

Другой продуктивной частью неогенового комплекса в Западно-Кубанском прогибе являются песчано-алевролитовые отложения меотиса и понт-киммерия. В пределах южного борта прогиба эти породы залегают в приповерхностных условиях и характеризуются невысокой продуктивностью. В центральной части прогиба и на его северном борту в отложениях меотиса и понт-киммерия выделяется до восьми продуктивных горизонтов (1 - в ким-мерии, 3 - в понте, 4 - в меотисе), залегающих на глубинах от 700 до 2000 м. Они представлены песками и песчаниками с прослоями глин и алевролитов. Наилучшими коллекторскими свойствами обладает пласт IV (меотис), имеющий пористость 20-43 % и проницаемость 180-400 мД.

Отложения меотис-плиоцена интенсивно дислоцированы только в осевой зоне прогиба, где благоприятное сочетание структурных ловушек и мощных поровых коллекторов определили высокую продуктивность поднятий Анас-тасиевско-Троицкой антиклинальной зоны. Севернее этой зоны выделяются многочисленные, но небольшие по размерам структуры уплотнения, к которым приурочены многочисленные газовые залежи.

В Терско-Каспийском прогибе основной продуктивной толщей неогенового комплекса являются песчано-алевролитовые породы чокрака и карагана.

В Терско-Сунженском районе продуктивные пласты приурочены к верхам чокрака и карагана, сложенным песчано-глинистыми отложениями. Подстилающие средне-нижнечокракские и перекрывающие сармат-меотические отложения имеют преиущественно глинистый состав и являются покрышками. В разрезе карагана выделяется 13 продуктивных пластов (I—XIII), чокрака - от 6 до 11 (XIV-XXIV) горизонтов. В комплексе выявлено девять многопластовых месторождений, содержащих от двух до 21 залежи. Залежи пластовые, сводовые, тектонически экранированные, литологически ограниченные. Терригенный резервуар характеризуется, как правило, высокими филь-трационно-емкостными свойствами - пористость 14—25 %, проницаемость 120-470 мД. В восточном направлении (месторождения Гудермесское, Гойт-Корт) коллекторы ухудшаются - проницаемость здесь составляет 24-57 мД. Эффективная мощность продуктивных пластов от 2 до 35 м.

Промышленная нефтегазоносность среднемиоценового комплекса в Предгорном Дагестане связана также преимущественно с чокракским горизонтом, представленным чередованием мощных пластов и пачек кварцевых песчаников и глин с прослоями мергелей, общей мощностью 1000-1050 м. В составе чокракского горизонта выделяются песчаные свиты - А, Б, В и Г и разделяющие их глинистые пласты - а, б, в, г. Все песчаные пласты, слагающие свиты, характеризуются литологической изменчивостью, вследствие чего их коллекторские свойства неоднородны. Число песчано-алевролитовых прослоев нередко превышает 20. Эффективная мощность песчаных пропластков в среднем 5-18 м, пористость 13-15 %, проницаемость 20 мД. Все залежи относятся к типу пластовых, сводовых, некоторые из них осложняются зонами литологического выклинивания и тектонического экранирования. Всего в Предгорном Дагестане в среднемиоценовом комплексе открыто четыре месторождения нефти, которые к настоящему времени практически выработаны.

В платформенных районах региона неогеновый комплекс характеризуется структурной дифференциацией только в пределах Ставропольского свода. Однако, вследствие сокращенных мощностей разреза (до 200 м) за счет эрозии и развития в нем маломощных, фациально не всегда выдержанных песчано-алевролитовых горизонтов, продуктивность комплекса невысокая. Выявлены лишь небольшие газовые залежи (площади Грачевская, Петровская и др.) в караган-чокракских отложениях. В пределах Тимашевской ступени понт-меотические отложения комплекса содержат ряд мелких газовых залежей, приуроченных к складкам уплотнения. Единичные газовые залежи установлены в пределах Восточно-Кубанской впадины в сарматских отложениях (Темиргоевская и Ладожская площади).

Гидрогеологическая характеристика нефтегазоносных комплексов

Как известно, Северный Кавказ является чрезвычайно сложно построенным регионом, в пределах которого сочетаются крупные структурные элементы платформенного и геосинклинального типов, каждый из которых характеризуется специфическими гидрогеологическими особенностями.

Условно они группируются в три крупные области - Западного, Центрального и Восточного Предкавказья. Ниже приводится краткое описание истории гидрогеологической изученности и гидрогеологических условий нефтегазовых комплексов каждой из указанных областей в основном по литературным данным с использованием результатов исследований автора настоящего раздела.