2013-12-31
964
Ленинградскую зону газонакопления образуют две крупные и высокоамплитудные (до 200 м) структуры (Ленинградская и Старо-Минская), выраженные по мел-эоценовым отложениям. Осадочный разрез зоны представлен комплексом пород триас-неогенового возраста мощностью более 2 км. Основной продуктивный горизонт - альб. Резервуар сложного строения представлен чередованием песчано-алевролитовых и глинистых прослоев. В объем резервуара входят также проницаемые разности триаса, гидродинамически связанные с альбом. Газоводяной контакт (ГВК) в обеих структурах расположен на близких абсолютных отметках. Залежи - газоконденсатные пластово-массивного типа. Пример строения одного из месторождений зоны (Старо-Минское) приведен на рис. 18.
Рис. 16. Месторождение Синявское
1 - и зогипсы по кровле продуктивного горизонта палеогена, м; 2 - контур газоносности; 3 - залежь газа; 4 - скважины; 5 - линия профиля
Рис. 17. Месторождение Кущевское
1 - изогипсы по кровле Iа пачки нижнемелового горизонта, м; 2 - тектоническое нарушение; 3 - начальный контур газоносности; 4 - залежь газоконденсата; 5 -скважины; 6 - линия профиля
Крыловская зона газонакопления объединяет структуры различных размеров и ориентировки, не образующих четких структурных линий. Осадочный чехол зоны (альб-неоген) достигает мощности 2,5 км. Продуктивными являются базальный альбский пласт, который в отдельных случаях выпадает из разреза, определяя тем самым формирование структурно-литологичес-ких ловушек. Одна из таких ловушек газонасыщена на наиболее рельефно выраженной Крыловской структуре. На других структурах залежи газоконденсата пластово-сводового типа.
Каневско-Березанская зона газонакопления отвечает приподнятой части одноименного вала, состоящего из крупных по размерам и высокоамплитудных (от 100 до 200 м) поднятий. Вскрытая мощность осадков, слагающих зону (триас-неоген), достигает 3,5 км, в том числе мощность отложений мела-неогена 1,7-2,7 км. Западная часть зоны характеризуется сокращенным разрезом меловых отложений (на Бейсугской площади в ряде скважин отложения эоцена залегают на вулканогенно-осадочной толще триаса). Основной продуктивный горизонт - базальные песчаники альба (глубины от 1700 до 2700 м) - нередко образуют единый резервуар с подстилающими песчаниками и алевролитами триаса. Только на Челбасской площади нижнемеловая и триасовая залежи гидродинамически изолированы. Залежи -газоконденсатные, пластово-сводовые. В центральной и западной частях зоны газоносны песчано-алевролитовые отложения черкесской свиты эоцена на глубинах 1100-1350 м, а на самом западном месторождении Бейсугском -песчаники Майкопа на глубине 900-1070 м. Залежи газа пластово-сводового типа, майкопские - литологически экранированные. Наиболее типичным для этой зоны является Каневское месторождение (рис. 19).
Некрасовская зона газонакопления соответствует группе небольших по размерам и амплитудам структур, осложняющих глубокопогруженную часть Каневско-Березанского вала. Осадочный разрез (мел-неоген) здесь имеет увеличенную мощность (до 3,5 км). При этом нижнемеловой разрез наращивается песчано-глинистыми осадками апта и баррема. Основным продуктивным горизонтом здесь является апт (альб водонасыщен). Продуктивную часть разреза образует песчано-алевролитовая толща, которая выдержанными прослоями глин разделена на несколько обособленных резервуаров, что определяет многопластовый характер месторождений зоны. Кроме того, на Ладожском месторождении установлена промышленная газоносность нижнесарматских отложений.
Тимашевская зона газонакопления расположена в западной части Ти-машевской ступени и включает семь месторождений газа. Залежи приурочены к песчано-алевролитовым резервуарам в разрезе понт-меотиса малоамплитудных и малоразмерных ловушек атектонической природы (структуры уплотнения), залегающих в интервале глубин 0,6-1,5 км.
Западно-Ставропольский ГР. Этот газоносный район связан с крупной структурной террасой, осложненной депрессионными зонами и структурными выступами. Разрез сложен породами неоген-нижнемелового возраста (спорадически развит триас). Структурная дифференциация невысокая, но известные здесь поднятия прослеживаются по всем комплексам разреза, кроме неогенового. Наиболее дислоцирована южная часть района.
Архангелъско-Армавирская зона газонакопления - самая крупная зона газонакопления - расположена именно в этой южной части района. В тектоническом плане зона отвечает крупному террасовидному выступу, осложненному рядом небольших по размерам и малоамплитудных поднятий. В осадочном разрезе зоны мощностью до 3800 м наиболее древним комплексом являются песчано-глинистые осадки нижнего мела. В разрезе последнего продуктивны базальные слои апта. Альб гидродинамически не связан с аптом и не содержит углеводородов. Все залежи зоны газоконденсатные, пластово- сводового типа, с небольшими запасами. Других зон газонакопления в районе не выявлено, но здесь имеются крупные месторождения, которые связаны с обособленно расположенными структурами. Таким месторождением является Расшеватское (рис. 20), которое приурочено к крупному субширотно ориентированному структурному носу, осложненному по низам осадочного чехла тремя куполами. По нижнемеловым отложениям продуктивными являются два западных купола. Залежи с единым ГВК, приуроченные к базальным песчаникам альба, пластово-массивного типа (резервуар образуют песчаники альба и подстилающие проницаемые разности триаса). Глубина залегания залежи 2850 м. Другим газоносным комплексом в разрезе месторождения является хадум. По этим отложениям тектонический план поднятия более простой - это единая крупная структура, в пределах которой на глубине около 1150 м газоносны два песчаных горизонта. Залежь пластово-сводо-вая, с единым ГВК по обоим горизонтам.
Рис. 19. Месторождение Каневское
1 - изогипсы по кровле II пачки нижнемелового горизонта, м; 2 - начальный внешний контур газоносности; 3 - залежи газа; 4 - скважины; 5 - линия профиля
Рис. 20. Западно-Ставропольский газоносный район. Расшеватское месторождение
1 - изогипсы по кровле продуктивного горизонта нижнего мела, м; 2 - контур газоносности; 3 — зона отсутствия продуктивной пачки нижнего мела; 4 – скважины
Восточно-Кубанский ГНР. Восточно-Кубанский газонефтеносный район приурочен к крупной внутриплатформенной впадине с пологой внутренней зоной и крутыми бортами. Стратиграфический разрез района по сравнению с другими частями НГО более мощный (до 8 км) и полный за счет присутствия юрких отложений, значительную часть которых составляют эвапоритовые осадки. Вместе с тем, структурная дифференциация территории достаточно четкая только в осевой части впадины по юрско-палеоцен-эоценовым отложениям. На бортах впадины все комплексы разреза залегают моноклинально. На территории района расположены две зоны газонефтенакопления.
Темиргоевско-Кузнецовская зона газонефтенакопления объединяет группу структур, развитых в наиболее погруженной части Восточно-Кубанской впадины. Структуры здесь не образуют четко выраженных тектонических линий, имеют различную ориентировку и существенно отличаются одна от другой размерами и амплитудами. В разрезе осадочного чехла зоны мощностью до 8 км широко представлены юрские отложения (мощность свыше 3,9 км), состоящие из красноцветных и соленосно-ангидрито-вых осадков титона-кимериджа, известняков оксфорда-келловея и песча-но-глинистых пород нижнего келловея-байоса. Продуктивными являются различные горизонты подсолевой части юрского разреза практически на всех известных здесь поднятиях на глубинах от 3900 до 5000 м. Особенностью продуктивных карбонатных и терригенных горизонтов является неравномерное распределение по площади и разрезу проницаемых зон, вызванное первичными и в большей степени вторичными процессами изменения коллекторов. Поэтому даже на крупных и высокоамплитудных Кошехабльской и Кузнецовской структурах (соответственно, 14x5 и 9x4 км, амплитуды 220-150 м) содержатся сравнительно небольшие по запасам скопления газа. Большинство залежей газоконденсатные и только на Кузнецовском месторождении в известняках Оксфорда открыта небольшая залежь нефти. В вышележащих отложениях выявлена небольшая залежь газа литологического типа в песчаниках нижнего Майкопа на Кузнецовской структуре и установлена газоносность нижнесарматских отложений на Темирго-евской площади (рис. 21, 22).
Ловлинско-Южно-Советская зона газонефтенакопления объединяет различные генетические типы залежей (пластовые, сводовые, литолого-стра-тиграфические) расположенные в пределах северного борта Восточно-Кубанской впадины. Особенностью строения юрского комплекса этой зоны является неравномерная эрозия осадков. Здесь почти полностью размыты крас-ноцветно-соленосные осадки. Известняки верхней юры, средняя и нижняя юра также эродированы на различную глубину. Базальные песчаники юры, там где они сохранились от эрозии, газоносны в пределах отдельных структур (Ловлинская, Советская и др.). В слабоэродированных участках юрского разреза газонефтеносны кровельные песчаные горизонты, как правило, в условиях литолого-стратиграфического выклинивания (Северо-Вознесенская, Южно-Советская и др.). В отдельных участках зоны юрские коллекторы гидродинамически связаны с базальными песчаниками апта, что и определило промышленную газоносность последних при наличии по аптским отложениям структур (Бесскорбненская, Южно-Советская и др.). Все залежи зоны небольшие по запасам, наиболее значительной среди них является Южно-Советская.
Рис. 21. Кошехабльское газоконденсатное месторождение 1 - изогипсы по кровле продуктивного горизонта в отложениях Оксфорда, м; 2 - контур газоносности; 3 - залежи газа; 4 - скважины; 5 - линия профиля
Рис. 22. Месторождение Кузнецовское
1 - изогипсы по кровле батского яруса средней юры, м; 2 - контур газоносности; 3, 4 - залежи: 3 - нефти, 4 - газа; 5 - скважины; 6 - линия профиля
Майкопский ГР. Этот газоносный район приурочен к полузамкнутому тектоническому выступу, характеризующемуся широким развитием дизъюнктивной тектоники на его склонах и крутым погружением последних в прилегающие депрессионные зоны. Для осадочного разреза района мощностью до 3 км, сложенного в основном неоген-меловыми породами, характерны повышенные мощности и стратиграфический объем основной нижнемеловой части разреза (до неокома). Структурная дифференциация затрагивает меловые и палеоцен-эоценовые комплексы. Майкоп и неоген залегают моноклинально.
В пределах района расположена одноименная зона газонакопления, объединяющая группу структур, осложняющих Адыгейский выступ. Наиболее крупной (11x4,2 км) и высокоамплитудной (180 м) является Майкопская структура, с которой связано крупное газоконденсатное месторождение (рис. 23). Основной продуктивной частью разреза являются апт-неокомские песчаники, залегающие на глубинах 1700-2670 м. Эти же отложения продуктивны на Северо-Кужорской структуре, но размеры залежей здесь небольшие. Газоконденсатные залежи почти всех продуктивных горизонтов - пластово-сводового типа, редко литологически экранированные. На Северо-Тульском поднятии установлена небольшая газовая залежь в верхнемеловой карбонат-но-терригенной толще.
В пределах Центрально-Предкавказской ГНО расположены два ГНР (рис. 24).
Северо-Ставропольский ГР. Этот наиболее крупный по площади газоносный район связан с высокоприподнятым двухкупольным сводом изомет рической формы с мощностью осадочного чехла (неоген - нижний мел) до 2,2 км. Дислоцированность комплексов фиксируется по всему разрезу.
Рис. 23. Майкопское газоконденсатное месторождение
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
В пределах Северо-Ставропольского ГР расположены две зоны газонакопления - Тахта-Кугультинско-Сенгилеевская и Грачевско-Кучерлинская. Обе зоны характеризуются в целом идентичностью строения разрезов осадочного чехла (альб-неоген) и развитием однотипных по генезису слабодислоцированных структур. Главное различие зон - тектоническое положение в структуре Ставропольского свода и разный возраст основных продуктивных горизонтов.
Тахта-Кугулътинско-Сенгилеевскую зону газонакопления образуют наиболее крупные и гипсометрически приподнятые структуры Северо-Став-ропольского вала, имеющего субмеридиональное простирание. Основной продуктивный горизонт здесь приурочен к хадуму, представленному в песчаных фациях. Полоса развития песчаников хадума захватывает все структуры зоны, но разрез резко глинизируется в восточном направлении. Залежи в хадуме сводового типа, залегают на глубинах 450-700 м. В этой зоне расположено самое крупное газовое месторождение Северо-Кавказской нефтегазоносной провинции - Северо-Ставропольско-Пелагиадинское (рис. 25).
Грачевско-Кучерлинская зона газонакопления объединяет структуры юго-восточного и восточного склонов Ставропольского свода. В разрезе зоны хадум представлен глинистыми осадками, но в верхнем Майкопе здесь появляются песчано-алевролитовые прослои, которые и являются основными газоносными горизонтами. Наиболее крупное среди известных месторождений - Петровско-Благодарненское. Залежи в других стратиграфических комплексах (караган-чокрак) имеют подчиненное значение.
Южно-Ставропольский НГР. Этот нефтегазоносный район связан с одноименным валом, ограниченным разломами. Осадочный чехол района сокращен (до 2 км) за счет естественного утонения нижних частей разреза (мел) и размыва неоген-майкопских отложений.
Убежинско-Николаевскую зону газонефтенакопления образуют месторождения, которые связаны с немногочисленными поднятиями в отложениях эоцен-палеоцена, залегающими на глубинах от 245 до 1100 м. Залежи пластовые, сводового типа (рис. 26).
В Восточно-Предкавказской НГО расположены три НГР (рис. 27).
Восточно-Манычский НГР. Расположен в пределах одноименного крупного внутриплатформенного прогиба, осложненного системой линейно ориентированных и контрастно выраженных грабенов и горстов по фундаменту, и в болеепологих формах по низам платформенного чехла. Здесь фиксируются наиболее полные его разрезы (неоген-триас) и максимальные мощности (до 5,5 км). Структурная дифференциация охватывает только триас-па-леоцен-эоценовую часть разреза. Майкоп и неоген имеют моноклинальное строение. Зоны нефтегазонакопления района при достаточно сходном геологическом строении и распределении нефтегазоносности имеют, тем не менее, определенные различия.
Рис. 25. Северо-Ставропольско-Пелагиадинское месторождение 1 - изогипсы по кровле хадумского продуктивного горизонта, м; 2 - контур газоносности; 3 - залежи газа; 4 - скважины; 5 - линия профиля
Рис. 26. Николаевское месторождение
1 - изогипсы по кровле залежей свиты эоцена, м; 2 - контур газоносности; 3, 4 залежи: 3 - газа, 4 - нефти; 5 - скважины; 6 - линия профиля
Таша-Комсомольскую зону нефтегазонакопления образует серия структур северного борта Восточно-Манычского прогиба. Поднятия не связаны в четко выраженные тектонические зоны. Они распространены незакономерно и, как правило, малоразмерные. Мощность осадочного чехла зоны возрастает до 3,5 км в основном за счет более полных разрезов майкопских отложений. Основной продуктивной толщей является юрская. Песчаники в кровельной части аалена нефтеносны на семи структурах (Северо-Комсомольская, Таша и др.). На структуре Шахметы в песчаниках средней части байоса выявлена залежь газа. Юрские залежи залегают на глубинах около 3 км, структурного типа, нередко с элементами литологического и стратиграфического экранирования. Кроме юрских отложений на ряде структур (Майли-Харанская, Северо-Комсомольская и др.) продуктивными являются также песчаники апта. Залежи небольшие по запасам (рис. 28).
Рис. 28. Месторождение Майли-Харанское
1 - изогипсы по кровле нижнеаптского продуктивного пласта, м; 2 - контур нефтеносности; 3 - песчаники; 4 - тектонические нарушения; 5 - залежи нефти; 6 -скважины; 7 - линия профиля
Величаевско-Максимокумская зона нефтегазонакопления объединяет большинство выявленных месторождений. В тектоническом отношении зона приурочена к одноименному крупному валу субширотного простирания, который наиболее контрастно выражен в структуре триасовых отложений. По вышележащим юрским, мел-эоценовым и майкопским отложениям вал не имеет четкого отражения, но осложняющие его локальные поднятия, как правило, наследуют в ослабленном виде более древние структурные формы. На большей части вала развиты все подразделения осадочного разреза (триас-неоген), хотя в наиболее приподнятых зонах вала выпадают вследствие эрозии средний и верхний триас, а в западной его части выклиниваются верхнеюрские и неокомские отложения. Основные продуктивные горизонты Величаевско-Максимокумской зоны приурочены к триасу, юре и нижнемеловым отложениям, подчиненное значение имеют залежи нефти и газа в верхнем мелу и верхнем Майкопе.
В разрезе триасовых отложений основной нефтеносной толщей являются трещинно-кавернозные известняки нижнего триаса так называемой нефтекумской свиты, залегающей на глубинах до 4 км. Большинство залежей стратиграфически экранированного типа, массивные, связаны с останцами интенсивно эродированной поверхности известняков. Запасы залежей небольшие. Наиболее крупной является Пушкарская залежь, минимальные запасы имеет Величаевская залежь.
В среднем триасе продуктивность носит ограниченный характер. Залежи связаны с маломощными трещинными разностями известняков, пластово-сводового типа.
В юрском комплексе залежи нефти приурочены к песчано-алевролитовым горизонтам, залегающим на различных стратиграфических уровнях. В нижнем отделе продуктивны VII и VI пласты, в среднем - V гравелитово-песчаный пласт и в верхней юре - III терригенный и I терригенно-карбо-натный пласты. Глубина залегания продуктивных пластов от 3200-3500 м. Залежи пластово-сводовые, нередко с элементами литологического ограничения, реже литологического типа. Наиболее крупные по запасам залежи Пушкарского месторождения.
Для разреза нижнемеловых отложений характерен очень широкий диапазон промышленной нефтеносности. Продуктивны несколько пластов в неокоме, основным из которых является IX пласт, в апте - V, VI и VIII пласты, в альбе - IV и I пласты. В пределах отдельных площадей (Колодезная) отмечается до 11 залежей. Нижнемеловые месторождения зоны самые крупные в регионе - Величаевское, Колодезное, Зимняя Ставка и Правобережное. Другие месторождения зоны имеют небольшие запасы (Правдинское). Наиболее характерными типами залежей являются пластовые, сводовые и структурно-литологические. Глубины залегания залежей по разрезу 2450-3450 м.
В карбонатном разрезе верхнего мела продуктивны трещинные известняки Маастрихта, реже - турона-коньяка. Залежи нефти массивного типа, запасы небольшие, на порядок меньше, чем в залежах нижнего мела. Наиболее типичным месторождением зоны является Восточное (рис. 29).
Рис. 29. Месторождение Восточное
1 - изогипсы по кровле нефтекумской свиты (нижний триас), м; 2 - линия выклинивания коллектора; 3 - контур нефтеносности; 4 - залежь нефти; 5 - скважины; 6 - линия профиля
Последние продуктивные горизонты в разрезе зоны приурочены к песчано-алевролитовым пластам верхнего Майкопа. Залежи газа структурного и структурно-литологического типа связаны с единичными или несколькими пластами, залегающими на глубинах от 1200 до 1700 м. Все залежи мелкие (рис. 30). Открытия последних лет (газовые месторождения Гороховское, Восточно-Арзгирское) свидетельствуют о продолжении зоны на запад.
В целом, Величаевско-Максимокумская зона нефтегазонакопления является самой крупной по масштабам промышленной продуктивности. Комп-лексом-доминантом по величине запасов являются нижнемеловые отложения.
Помимо месторождений рассмотренных выше зон нефтегазонакопления в погруженной части Восточно-Манычского прогиба открыто два месторождения на обособленных структурах. Озерное месторождение связано с погребенной под моноклинально залегающей юрой триасовой брахиантиклина-лью на глубине около 4500 м. Массивная залежь нефти приурочена к поро-во-трещинным известнякам нижнего триаса. Южно-Буйнакское газоконденсатное месторождение также приурочено к погребенной триасовой структуре Продуктивными здесь являются не нижнетриасовые известняки, которые выпадают из разреза, а среднетриасовые отложения, облекающие гранитный массив. Газонасыщенным является оолитово-обломочный пласт известняка на глубине около 4800 м. Залежь пластово-сводового типа.
Рис. 30. Месторождение Гороховское
1 - песчаники и алевролиты глинистые; 2 - глины; 3 - изогипсы по кровле продуктивного пласта II песчаной пачки верхнего Майкопа, м; 4 - контур газоносности; 5 - залежь газа; 6 - скважины; 7 - линия профиля
Прикумский НГР. Связан с крупным по протяженности линейно вытянутым структурным выступом, осложненным зонами валообразных и изометрических структур. Основная часть разреза приходится на неоген-меловые отложения, спорадически развиты отложения юры и триаса. Максимальная мощность разреза составляет 4,8 км. Структурная дифференциация в районе затрагивает чаще палеоцен-эоценовые и подстилающие комплексы, Майкоп и неоген в основном характеризуются моноклинальным залеганием. Развитые в пределах района ЗНГ существенно различаются по условиям распределения нефтегазоносности.
Сухокумская зона нефтегазонакопления, приуроченная к северному склону Прикумской зоны поднятий, по характеру осадочного выполнения существенно не отличается от смежной с ней Юбилейно-Кумухской зоны. Здесь под трансгрессивным нижне-среднеюрским комплексом развиты в различной степени эродированные осадки триаса. Как правило, под юрскую поверхность выходят мощные (до 650 м) карбонатно-терригенные осадки нижнего триаса, реже терригенно-карбонатный средний или эффузивно-оса-дочный верхний триас. Основное отличие зоны от всех других связано с высокой степенью структурной выраженности складок по разрезу вплоть до палеогена.
Основные продуктивные горизонты связаны с VIII аптскими, IX, X, XII и XIII1 неокомскими, ХШ2 II и III верхнеюрскими и VI, VII и VIII пластами средней юры. За исключением ХШ2 пласта, сложенного доломитами, и X пласта, содержащего прослои известняков, все остальные юрско-нижнемеловые горизонты представлены песчано-алевролитовыми осадками. Продуктивный пласт в среднем триасе сложен оолитовыми, а в нижнем триасе -трещинно-кавернозными известняками.
Юрские и нижнемеловые продуктивные горизонты, как правило, состоят из нескольких проницаемых прослоев, в основном, гидродинамически изолированных друг от друга и содержащих самостоятельные залежи. На Сухокумском месторождении, например, более 30 залежей, на других месторождениях их меньше, но все месторождения многопластовые. Большинство залежей пластово-сводового типа, с элементами литологических замещений. В кавернозно-доломитовом ХШ2 пласте и трещинно-поровых известняках нижнего триаса залежи массивные, в оолитовом известняке среднего триаса -пластовые с водовые.Высота триасовых залежей от 37 до 140 м, юрско-ниж-немеловых от - нескольких до 40 м.
Скопления углеводородов в разрезе зоны разнообразны по фазовому составу. Чисто нефтяными являются только Южно-Сухокумское и Мартовское месторождения; Дахадаевское и Степное - газоконденсатные месторождения. Остальные месторождения нефтегазоконденсатные, при этом повышенной газонасыщенностью отличаются юрские залежи. Глубины залегания залежей колеблются от 3200-3800 м (юра, нижний мел) до 3900-4400 м (триас).
Кроме рассмотренных выше комплексов, промышленные залежи выявлены в кровельном песчанике альба (нефть, глубина 2600 м), в шести маломощных песчаниках Майкопа (газ, глубина 1700 м) на месторождении Русский Хутор Центральный и в базальных песчаниках нижней юры (нефть, глубина 3800 м) Сухокумского месторождения.
Наиболее крупными месторождениями зоны являются Русский Хутор Центральный, Южно-Сухокумское и Сухокумское (рис. 31).
Возможно, эта зона захватывает южный борт Восточно-Манычского прогиба, где в последние годы открыты Гаруновские газоконденсатные месторождения в отложениях триаса.
Юбилейно-Кумухская зона нефтегазонакопления объединяет многочисленные поднятия, которые осложняют крупный террасовидный уступ (по отложениям триаса), погружающийся в осевую зону Восточно-Манычского прогиба.
Для осадочного чехла зоны характерно развитие более полных разрезов триасовых отложений, трансгрессивно перекрытых осадками юры. В триасе наиболее полно представлены порово-трещинные известняки и доломиты нижнего триаса мощностью от 40 до 304 м. Терригенно-карбонатные породы среднего триаса, мощностью до 300 м, также развиты повсеместно, но они эродированы на различную глубину. Эффузивно-осадочный комплекс верхнего триаса развит спорадически.
Высокая структурная дифференциация характерна только для триасовых отложений. В перекрывающих юрских комплексах складки, как правило, не фиксируются. Триасовые поднятия имеют небольшие размеры (5,5x4 -2,2x1,75 км), но они высокоамплитудные (40-110 м).
Основным продуктивным горизонтом являются кровельные трещинно-порово-кавернозные карбонатные породы нижнего триаса. Все выявленные здесь залежи нефтяные, сводово-массивного типа, за исключением Таловской кольцевой стратиграфически экранированной залежи. Высота залежей от 20 до 105 м, но их запасы небольшие. Наиболее крупная залежь Юбилейная. Залежи залегают в интервале глубин 3500-4800 м, однако основная их часть приурочена к глубинам 4500 м.
Рис. 31. Месторождение Сухокумское
1 - изогипсы по кровле продуктивной пачки средней юры, м; 2 - тектонические нарушения; 3,4 - контуры: 3 - газоносности, 4 - нефтеносности; 5,6 - залежи: 5 -газа, 6 - нефти; 7 - скважины; 8 - линия профиля
В других интервалах осадочного разреза залежи отмечены в единичных случаях. Малоразмерные пластово-сводовые газоконденсатные залежи выявлены в песчаниках X-XI пластов неокома и III пласта верхней юры на месторождении Юбилейное. III пласт газоносен также на Равнинном месторождении. Отдельные притоки нефти и газа отмечались из известняков среднего триаса и VI песчаной пачки средней юры (Центральная, Южно-Таловская). Пример типичного месторождения зоны проведен на рис. 32.
Тюбинско-Соляная зона нефтегазонакопления объединяет месторождения, расположенные на юго-восточном погружении крупного Озек-Суатского поднятия.
Триасовые отложения, залегающие на палеозое, представлены в основном эффузивно-осадочными породами верхнего триаса и только в отдельных деп-рессионных участках терригенно-карбонатным по составу и маломощным (до 300 м) средним и нижним триасом. Песчано-глинистые осадки нижней и средней юры развиты, как правило, повсеместно, но характеризуются резким изменением мощности (45-450 м), то же касается карбонатно-песчано-глини-стого верхнеюрского разреза (40-170 м).
На всех месторождениях зоны продуктивен неоком. Залежи нефти и газоконденсата установлены в маломощных (2-18 м) песчаниках IX и XII горизонтов. Залежи пластово-сводового типа, часто литологически ограниченные, высотой 8-29 м. Газоконденсатные залежи отмечены в верхнеюрском кавернозно-доломитовом ХШ2 пласте, причем на отдельных месторождениях (Соляное) в газе отмечено повышенное содержание серы (до 7,3 %). В верхнеюрских песчаниках (III пласт), а также в VI песчаном пласте средней юры содержатся, в основном, газоконденсатные залежи структурно-литологического типа. Следует отметить, что основной продуктивный в прилегающих районах VIII песчано-алевролитовый пласт апта в разрезах рассматриваемой зоны не имеет существенного промышленного значения. Только на единичных структурах в этом пласте выявлены малоразмерные залежи высотой 2-4 м. Глубины залегания залежей 3300-3800 м. Пример строения одного из месторождений зоны - Капневс-кого - приведен на рис. 33.
