Юрско-неоком-аптский комплекс 3 страница

I

Рис. 49. Месторождение Сладковское

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

Терская зона нефтегазонакопления имеет протяженность около 200 км при ширине 5-10 км. Составляют зону поднятия: Арак-Далатарек, Ахловс-кое, Малгобек-Вознесеновское-Али-Юрт-Алхазово-Горское, Эльдаровское, Хаян-Кортовское, Горячеисточненское (Ястребиное), Брагунское, Гудермесское (Западное, Восточное, Южное, Петропавловское), осложненные в прибортовых и поднадвиговых зонах погребенными складками (Северо-Малго-бекское, Минеральное, Северо-Минеральное, Северо-Брагунское и др.). Наиболее крупные в зоне структуры Малгобек-Горская и Брагунская с амплитудами до 0,8-1,2 км, размеры 40,0х(2,5-3,2) км.

Рис. 50. Месторождение Западно-Нефтяное

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

Рис. 51. Месторождение Фонталовское

1 - изогипсы по кровле турон-сантонского яруса верхнего мела, м; 2 - контур газоносности; 3 - залежь газа; 4 - скважины; 5 - линия профиля

В пределах зоны установлено 12 месторождений, большинство из которых характеризуются широким диапазоном нефтегазоносное™, и только на структурах сопутствующей складчатости залежи пока установлены только в верхнемеловом комплексе (рис. 52). Месторождения зоны содержат половину всех разведанных запасов нефтей Терско-Сунженского нефтегазоносного района. В отложениях неогена продуктивные горизонты приурочены к песчаным горизонтам чокрака и карагана, диапазон нефтегазоносности охватывает I-XIV пласты карагана и XV-XXIV пласты чокрака, на отдельных месторождениях число продуктивных горизонтов от 2 до 21. Однако в связи с большой обнаженностью и значительным размывом пород неогенового комплекса, залежи нефти установлены на ограниченном числе структур (Малгобек-Горское, Эль-даровское, Брагунское и Гудермесское) на глубине 0,5-4,0 км. Месторождения многопластовые, максимальное число залежей на газонефтяном месторождении Малгобек-Горское - 21. Месторождения характеризуются сложным строением, тип залежей пластово-сводовый, преимущественно тектонически реже литологически экранированный. Покрышками являются глинистые прослои караган-чокрака и глины сармата (мощностью до 800 м).

В верхнемеловом этаже нефтегазоносности залежи нефти установлены на 11 месторождениях, из них 4 приурочены к "структурам-спутникам". Верхний мел - основной продуктивный комплекс, - содержит 80 % всех разведанных запасов зоны. Комплекс представлен карбонатными породами мощностью 250-500 м, коллектор трещинный, трещинно-поровый, кавернозно-трещинный. Распределение трещинной емкости в целом закономерно связано со структурной формой пласта и достигает максимальных значений в наиболее дислоцированных участках. Вместе с тем, распределение трещиноватости в пределах отдельных складок достаточно изменчиво, что приводит к неравномерному нефтегазонасыщению резервуара. На Северном Малгобеке, например, в присводовой части (вблизи резкого перегиба слоев) скважины фонтанируют несколько лет, а на пологом своде получены слабые притоки воды. Экраном верхнемелового резервуара на большинстве складок служат глинисто-мергелистые породы палеогена, которые в отдельных случаях теряют изолирующие свойства и образуют единый с верхним мелом резервуар (Хаян-Корт, Эльдарово, Малгобек-Горское, Брагуны). Залежи массивные, сводовые, массивно-пластовые на глубинах от 3,0 до 5,5 км. Запасы на основных складках в 2-5 раз превышают запасы на "структурах-спутниках".

В разрезе нижнемелового нефтегазоносного комплекса выделяются два этажа продуктивности - терригенный апт-альбский и преимущественно известняково-доломитовый неокомский. В пределах Терской зоны нефтеносность нижнемеловых отложений установлена на семи площадях: Арак-Дала-тарекской, Ахловской, Малгобек-Горской, Хаян-Кортовской, Эльдаровской, Горячеисточненской, Брагунской. Основная продуктивность связана с апт-нижнеальбской частью разреза, представленной серией глинисто-карбонатных пластов, песчаников и алевролитов (до шести), разделенных глинами. Песчано-алевролитовые пласты не имеют свойств, присущих гранулярным коллекторам, так как в них широко развита микротрещиноватость, затрагивающая также глинистые прослои. Поэтому песчано-алевролитовые пласты, расположенные в различных частях мощного разреза апта - нижнего альба (200-300 м), образуют единый резервуар порово-трещинного типа. В этом резервуаре в пределах зоны установлены сводовые пластово-массивные залежи на шести площадях на глубинах от 3,5 до 5,0 км. Залежи нефтяные. На ряде месторождений в условиях высокой тектонической напряженности отмечена связь нижне- и верхнемеловых залежей (Брагуны).

Неокомские отложения продуктивны на четырех площадях (Арак-Дала-тарек, Ахлово, Малгобек-Вознесеновское и Ястребиное), на первых трех только в отложениях валанжина. На Ястребином месторождении - небольшая залежь нефти в отложениях баррема (песчано-алевролитовый V пласт). Основной продуктивный горизонт в валанжине представлен известняками и доломитами с гнездами, линзами и прослоями ангидритов в средней части разреза. Коллектор трещинно-кавернозный, залежи массивно-сводовые. Запасы залежей небольшие. Характерной чертой этих залежей является высокое содержание в пластовой среде сероводорода.

Нефтегазоносность юрского комплекса в пределах Терско-Сунженского района изучена слабо в связи с большими глубинами залегания комплекса. В пределах Терской зоны нефтегазонакопления установлена нефтеносность верхнеюрских надсолевых карбонатных отложений на Малгобек-Вознесеновс-ком месторождении. Залежь на глубине 4400 м массивно-пластового типа, размеры 15x1,2 км высотой 260 м. Юрский надсолевой карбонатный комплекс вместе с валанжинским составляет единый этаж нефтегазоносности, характеризуясь общими чертами строения, в часности, высоким содержанием сероводорода (более 6 %) в пластовой среде.

Сунженская зона нефтегазонакопления субширотного простирания, протяженностью 120х(7-15) км и высотой 0,5-1,0 км, состоит из Харбижинского, Заманкульского, Карабулак-Ачалукского, Серноводского, Старогрозненского, Октябрьского и Андреевского поднятий. Наиболее приподнятыми являются Заманкульское и Карабулак-Ачалукское. Северные крылья складок осложнены надвигами с амплитудой свыше 2 км, в поднадвиговой части в меловом комплексе выявлены погребенные складки - Северо-Заманкульская, Северо-Карабулакская и др.

Рис. 52. Месторождения Брагунское и Северо-Брагунское

1 - изогипсы по кровле верхнемеловых отложений, м; 2 - тектонические

нарушения; 3 - контур нефтеносности; 4 - залежи нефти; 5 - скважины; 6 - линия

профиля

В пределах зоны установлено восемь месторождений, диапазон нефтегазоносности охватывает отложения от неогена до юры. Так же, как и в Терской зоне, вследствие эрозии залежи в неогеновом комплексе, установлены на ограниченном числе площадей. Здесь, в восточной, наиболее погруженной части зоны, установлены два крупных месторождения: Старогрозненское и Октябрьское. Месторождения многопластовые - I-XIV караганские и XV-XXIV чокракские горизонты; тип залежей пластово-сводовый тектонически, реже литологически экранированный (месторождение Гойт-Корт). По величине запасов нефти промышленных категорий в Сунженской зоне неогеновый комплекс стоит на первом месте (54 % всех разведанных запасов нефти зоны). В отложениях верхнего мела сосредоточено 32 % разведанных запасов нефти в зоне, которые распределены в шести месторождениях. Залежи аналогичны верхнемеловым Терской зоны. Наиболее крупными являются Старогрозненское и Октябрьское.

В нижнемеловом комплексе Сунженской зоны установлены залежи в основном нефти, на пяти площадях, в том числе: в отложениях апта - на трех месторождениях (Карабулак-Ачалуки, Октябрьское, Старогрозненское), в отложениях баррема - на Заманкульской залежи, в отложениях валанжина -на трех площадях (Заманкул, Харбижин - нефть, Старогрозненское - газ). Залежи нефти в верхнеюрском надсолевом комплексе установлены на двух площадях - Заманкул и Харбижин.

Залежи нефти в аптских отложениях относятся к массивно-пластовому типу, залегают на глубинах 2800 м на западе Сунженской зоны и на глубинах 4800 м на востоке. Коллектор терригенный трещинно-порового типа, покрышками служат альбские глины. Однако в условиях высокой тектонической напряженности, экранирующие свойства последних нарушены, наблюдается связь с верхнемеловой залежью (Октябрьская).

В разрезе карбонатного валанжин-верхнеюрского надсолевого нефтегазоносного комплекса на месторождениях Заманкульское и Харбижинское выявлены залежи нефти, а на месторождении Старогрозненское - залежь газа. Залежи массивного типа, на глубинах, соответственно, 4800-5000 м, 3850 2959 м и 5320 м. Характеризуются высоким содержанием сероводорода (до 23,9 %). Наиболее характерные месторождения зон представлены на рис. 53 и 54.

Таким образом, описанные выше зоны нефтегазонакопления - Терская и Сунженская, являются основными на территории одноименного нефтегазоносного района и содержат, соответственно, 50 и 44 % всех разведанных запасов нефти района. К ним же приурочены и крупнейшие в Северо-Кавказском регионе месторождения нефти - Старогрозненское, Малгобек-Али-Юрт-Алхазово-Горское и Октябрьское. Остальные запасы (6 %) района распределены по месторождениям Притеречной, Советско-Курской и Алханчур-тско-Петропавловской зон нефтегазонакопления.

Притеречная зона нефтегазонакопления расположена на северном борту Терско-Каспийского прогиба и включает Правобережное, Червленное и Лесное месторождения. При идентичности литолого-стратиграфического строения осадочного чехла с Терской и Сунженской зонами Притеречная характе-

ризуется рядом отличительных черт - ограниченное развитие структур, гипсометрически погруженное залегание верхнего мела (свыше 5 км), невысокая продуктивность неогенового комплекса, развитие в сарматских отложениях небольших залежей газа; основной продуктивный горизонт - верхний мел.

Наибольшим диапазоном нефтегазоносности характеризуется Правобережное месторождение (сармат, чокрак, верхний мел и апт). Самая значительная залежь - в верхнемеловых отложениях массивного типа, коллектор представляет единый трещинно-кавернозный резервуар. В терригенных отложениях выявлена небольшая массивно-пластовая залежь нефти. В неогене -типичные для района мелкие пластово-сводовые экранированные залежи.

В разрезе Червленного месторождения установлены газовые залежи в сарматских и нефти в верхнемеловых отложениях (рис. 55). Залежь нефти приурочена к локальной зоне повышенной трещиноватости известняков. Залежь развита на северном крыле антиклинальной складки и относится к типу литологически экранированных, коллектор трещинно-каверновый.

Газовые залежи выявлены в верхнем сармате, приурочены к песчаным пластам с редкими прослоями глин, залегают на глубинах 1500-1600 м. Залежь ограниченных размеров, пластово-сводового типа.

Лесное верхнемеловое месторождение контролируется асимметричной брахиантиклиналью субширотного простирания, крылья структуры осложнены сбросами. Коллектор карбонатный, трещинно-каверновый. Залежь нефти мелкая по запасам.

Рис. 53. Месторождение Харбижинское

1 - изогипсы по кровле валанжинских отложений, м; 2 - тектонические нарушения; 3 — контур нефтеносности; 4 - залежи нефти; 5 - скважины; 6 - линия профиля

Советско-Курскую зону нефтенакопления, в отличие от других зон этого района, образуют структуры платформенного типа, характеризующиеся специфическими особенностями развития, которые выражаются в несоответствии современных и древних сводов. Последние расположены на восточных периклиналях современных структур, где с развиты малоамплитудные нарушения в нижних частях мезозойского разреза, особенно в сложенных карбонатными породами, что привело к возникновению зон разуплотнения известняков, являющихся коллекторами. С одной из подобных зон в известняках валанжин-берриаса связано Курское месторождение нефти. Залежь пластовая, структурно-литологического типа, залегает на глубинах около 5 км. Выше по разрезу залежи нефти выявлены в разуплотненных известняках верхнего мела и трещинных разностях глин нижнего майкопа-хадума на Советской площади. Обе залежи смещены на восточную периклиналь структуры, в зону палеосвода. Глубины залегания 2900-3100 м. Примеры месторождений зоны приведены на рис. 56 и 57.

Рис.54. Месторождение Старогрозненское

1 - изогипсы по кровле верхнемеловых отложений, м; 2 - тектонические нарушения; 3 - контур нефтеносности; 4, 5 - залежи: 4 - нефти, 5 - газа; 6 - скважины; 7 - линия профиля

Алханчуртско-Петропавловская зона нефтегазонакопления приурочена к депрессионным зонам. В последнее десятилетие поисково-разведочными работами было установлено наличие погребенных поднятий по мел-палеогеновому комплексу в депрессионных зонах. На ряде таких структур (Ханкальское, Северо-Джалкинкое и Алханчуртское) к настоящему времени установлены залежи нефти в мел-палеогеновых отложениях и пока единственная залежь газа в альб-аптских (Ханкальское). Указанные месторождения расположены в разных депрессионных зонах (Алханчуртской и Петропавловской), разделяющих Терскую и Сунженскую антиклинальные зоны, и не образуют единой четкой линии. Однако эти поднятия характеризуются близкими чертами строения - это типичные структуры сопутствующей складчатости и по палеоген-верхнемеловым отложениям представляют собой узкие антиклинали субширотного простирания, ограниченные с севера и юга разрывными нарушениями (рис. 58). Карбонатный коллектор представляет собой единый трещинно-кавернозный резервуар. Залежи нефти установлены на глубинах 4500 м на Алханчуртском месторождении (палеоген) и на глубинах 5400 м на Северо-Джалкинском и Ханкальском (верхний мел) месторождениях. Залежи массивно-сводовые, мелкие. На Ханкальском месторождении в песчано-алевролитовых (II пласт) апт-нижнеальбских отложениях на глубине 5900 м установлена залежь газа. Залежь характеризуется высоким пластовым давлением, в то время как в верхнемеловой залежи коэффициент аномалийности составляет 1,1. В настоящее время структуры сопутствующей складчатости являются основными объектами поисков в депрессионных зонах.

В заключение необходимо отметить, что единичные месторождения нефти и газа выявлены в пределах Черногорской моноклинали (Датых, Беной, Мескеты). В разрезе первого небольшие залежи нефти установлены в юрских подсолевых отложениях. Два других месторождения содержат залежи нефтегазоконденсата (Беной) и нефти (Мескеты) в верхнемеловых отложениях. Черногорская моноклиналь характеризуется сложным строением - осложнена выступами диагонального направления. Наиболее крупными являются Аргуданский, Коринский, Датыхский и Бенойский выступы. Кайнозойские отложения здесь залегают моноклинально, верхнемеловой комплекс имеет покровно-надвиговое строение. Эти поднадвиговые складки представляют интерес при поисках месторождений. Но основные перспективы в пределах Черногорской моноклинали связываются с юрскими отложениями - карбонатными межсолевыми и подсолевыми оксфорд-киммеридж-титона, а также песчано-глинистыми осадками келловея и средней юры.

Рис.55. Месторождение Червленное

1 - изогипсы по кровле верхнемеловых отложений, м; 2 - тектонические нарушения; 3 - контур нефтеносности; 4, 5 - залежи: 4 - газа, 5 - нефти; 6 - скважины; 7 - линия профиля

Рис.56. Месторождение Советское

1 - изогипсы по кровле продуктивной пачки Майкопа, м; 2, 3 - контуры залежей: 2 - майкопской, 3- верхнемеловой; 4 - залежи нефти; 5 - скважины; 6 - линия профиля

Рис.57. Курское месторождение

1 - изогипсы по кровле II₃ пласта берриаса, м; 2 - зона локального развития коллекторов берриаса; 3 - контур залежи; 4 - залежи нефти; 5 - скважины; 6 -линия профиля

Рис.58. Месторождение Ханкальское

1 - изогапсы по кровле верхнемеловых отложений, м; 2 - тектонические нарушения; 3 - контур нефтегазоносности; 4,5 - залежи: 4 - нефти, 5 - газа; 6 - скважины; 7 - линия профиля

Южно-Дагестанский ГНР. Этот нефтегазоносный район расположен в пределах юго-восточного узкого геосинклинального борта Терско-Каспийского передового прогиба. В южной его части неоген-палеогеновые и мезозойские отложения (вплоть до средней юры) мощностью до 5,5 км, как правило, интенсивно дислоцированы, тогда как на севере во вскрытой части разреза (до верхней юры), складки фиксируются только под моноклинально залегающим неоген-майкопским комплексом. Сложное тектоническое строение рассматриваемой территории, включающей различные структурные зоны Дагестанского клина, определило разнообразие в распределении залежей углеводородов в разрезах 17 известных здесь месторождений, объединенных в четыре зоны газонефтенакопления.

Нараттюбинская зона газонефтенакопления объединяет структуры одноименной складчато-надвиговой зоны, являющейся северной фронтальной частью Дагестанского клина. Отличительная черта этой тектонической зоны - резкое плановое несоответствие моноклинально залегающих неоген-майкопских комплексов и интенсивно дислоцированных нижнепалеогеновых имезозойских пород. Только отдельные складки (Ачису, Махачкалинская) отражены во всем разрезе, но нередко с плановым смешением сводовых частей.

Осадочный разрез зоны в принципе идентичен в различных ее частях. Кайнозой представлен песчано-глинистым неогеном мощностью 1-3 км; преимущественно глинистым Майкопом (1,5-2,4 км), в разрезе которого нередко содержатся крупные глыбовые внедрения карбонатных пород эоцена (размеры до 45 м), и мергелисто-известняковыми осадками эоцена мощностью 65-250 м. В разрезе мезозоя повсеместно развиты известняки верхнего мела (400-600 м), маломощные глинисто-песчаные осадки альб-апта (до 250 м), известняково-доломитово-ангидритовые породы неокома (более 200 м) и верхней юры (свыше 500 м) и преимущественно аргиллитовая по составу средняя юра (вскрытая мощность 450 м). Различие строения осадочных разрезов в пределах зоны только в том, что в центральной ее части и на юго-востоке значительно эродирован неоген (до чокрака включительно) и на ряде структур отсутствуют неоком и верхняя юра. На площади Ачису, например, альб-апт непосредственно залегает на средней юре.

Залежи нефти и газа выявлены в диапазоне от карагана до неоком-верх-неюрских отложений.

Единственная газовая залежь в одном из песчаных горизонтов карагана установлена на месторождении Махачкала-Тарки. На Махачкалинском участке этого месторождения нефтеносны также четыре песчаных пласта в разрезе чокрака в пределах высокоамплитудной (до 340 м) брахиантиклинали с размерами 8x2 км. Залежи пластово-сводовые, реже структурно-литологи-ческие, в единичных случаях (участок Тернаир) - литологического типа. Глубина залегания залежей до 1,5 км. Отложения чокрака нефтеносны еще на одном месторождении - Ачису. Здесь восемь продуктивных пластов в пределах брахиантиклинальной складки (13x2 км) с амплитудой 300 м. Залежи пластовые, сводовые, залегают на глубинах 800-3000 м.

Майкопские отложения продуктивны только на месторождении Шамхал-Булак. Здесь в базальном песчанике выявлена залежь нефти. Следует отметить, что на месторождении Ачису в одной скважине была получена нефть (скважина работала 1,5 месяца с дебитом 10 т/сут) из мергелистой глыбы эоцена (внедрения в глины Майкопа). Эоценовые отложения газоносны только на месторождении Шамхал-Булак, где они образуют единый резервуар с верхним мелом.

Верхнемеловые трещинные известняки продуктивны на всех структурах зоны. Залежи газоконденсатные (Ачису, Новолакская, Шамхал-Булак) и нефтегазоконденсатные (Махачкала-Тарки, Димитровская). Залежи приурочены, как правило, к крупным (12x8 - 3x1,5 км) и высокоамплитудным (250-610 м) складкам. Залежи массивного типа, за исключением Шамхал-Булакской пластово-массивной залежи. Из всех залежей зоны наиболее сложно построенной является Димитровская. Здесь скопления нефти и газа приурочены к серии тектонических блоков. В блоках, содержащих газовые залежи, вероятно, единый ГВК (глубина - 4156 м), в то же время в Иргинском и Хушетском блоках, где верхний мел залегает выше (около 3800 м), по всей видимости, содержатся самостоятельные нефтяные залежи. Глубина залегания верхнемеловых залежей в различных частях зоны изменяется от 2700 (Шамхал-Булак) до 5500 м (Новолакская). Наиболее крупная по запасам газа залежь Шамхал-Булак, минимальные запасы имеет Новолакская залежь.

Нижним продуктивным горизонтом в разрезе зоны являются песчаники апта и трещинно-кавернозные известняки и доломиты нерасчлененной толщи неокома - верхней юры. Эти отложения содержат залежи газоконденсата на месторождениях Шамхал-Булак, Махачкала-Тарки (валанжин - верхняя юра) и Димитровское (апт-готерив). Залежи массивные, связаны со складками, близкими по размерам верхнемеловым, но с большим этажом газоносности - до 580 м на Шамхал-Булаке. Эта залежь - одна из крупных по запасам газа, минимальные запасы имеет Махачкала-Таркинская залежь. Глубины залегания залежей около 4000 м. Наиболее типичные месторождения зоны - Шамхал-Булак и Димитровское (рис. 59 и 60).

Западная зона нефтегазонакопления в тектоническом отношении связана с группой складок одноименной антиклинальной зоны, на двух из которых (Селли, Гаша) выявлены залежи нефти и газа.

Во вскрытом разрезе осадочного чехла зоны присутствуют мощные песча-но-глинистые породы средней юры (более 2,5 км), маломощный (до 200 м), преимущественно глинистый нижний мел, известняки и мергели верхнего мела (450-700 м) и эоцена (60-270 м), а также глинистая толща Майкопа (600-1700 м) и глубоко эродированный (до карагана-чокрака) неоген.

Складки зоны сложно построены по неогеновым отложениям вследствие проявления майкопского диапиризма. По нижележащим комплексам влияние дизъюнктивной тектоники ослабевает, только отдельные крутопадающие разрывы осложняют палеоген-верхнемеловые структуры коробчатого типа. Наиболее крупной является складка Селли (10x4 км) амплитудой около 200 м. Складка Гаша уступает в размерах (6x1,5 км), но имеет большую высоту (более 300 м).

Основной продуктивный горизонт зоны приурочен к трещинным известнякам дата и Маастрихта. Залежи нефтегазовые, массивного типа. Этаж продуктивности от 230 (Селли) до 300 м (Гаша), при этом высота газовой шапки составляет, соответственно, 130 и 170 м. Глубина залегания залежей -1400 (Селли) и 2400 м (Гаша) (рис. 61). Запасы нефти месторождений небольшие. Кроме верхнего мела на обоих месторождениях нефтегазоносны также трещинные карбонатные породы фораминиферовых слоев.

Рис. 59. Месторождение Шамхал-Булак

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

Рис. 60. Месторождение Димитровское

1 - изогипсы по кровле верхнемеловых отложений, м; 2 - тектонические нарушения; 3 - зона грабенообразного прогиба; 4 - контур нефтегазоносности; 5 -залежь газа; 6-8 - скважины, в том числе: 7 - давшие нефть, 8 - давшие газ с конденсатом; 9 - линия профиля

Рис. 61. Месторождение Гаша

1 - из огипсы по кровле верхнемеловых отложений, м; 2 - тектонические нарушения; 3, 4 - контуры: 3 - газоносности, 4 - нефтеносности; 5, 6 - залежи: 5 - газа, 6 - нефти; 7 - скважины; 8 - линия профиля

Восточная зона газонакопления объединяет структуры одноименной антиклинальной зоны.

Отличительная особенность осадочного разреза зоны - это значительная эрозия верхних его частей: на поверхность здесь выходят отложения от среднего миоцена до Майкопа. Как следствие, палеогеновые и мезозойские комплексы здесь характеризуются приподнятым гипсометрическим залеганием -от 150 до 1500 м. Все образующие зону складки являются асимметричными с падением слоев на крыльях от 20° до 55°, как правило, осложнены разрывными нарушениями. Размеры складок достигают 15x2,5 км, высота - до 160 м.

В пределах всех структур зоны продуктивны два комплекса - хадум-фораминиферовый и нижнемеловой. В разрезе последнего установлена неф-тегазоносность глинисто-алевролитовых пластов в апте (Берикей) и альбе (Дузлак), альб газоносен на структуре Дагестанские Огни, три газоносных пласта отмечены на структуре Хошмензил (рис. 62) в интервале глубин 560-790 м. Нижнемеловые залежи пластово-сводовые. Хадум-фораминиферовый резервуар представляет собой пачку трещинных мергелей мощностью до 30 м. Залежи массивные, сводовые. Только на структуре Берикей эти отложения нефтеносны, на других структурах они газонасыщены. Запасы нефти и газа месторождений зоны небольшие, и к настоящему времени они практически выработаны.

Приморская зона нефтегазонакопления объединяет три месторождения нефти и газа, приуроченных к сложно построенным кулисообразно сочленяющимся структурам коробчатого типа. Последние, как правило, имеют большие размеры (до 22x6 км), осложнены в крыльевых и сводовых частях крутопадающими нарушениями. В осадочном чехле зоны вскрытой мощностью более 5 км развиты все стратиграфические подразделения (от неогена до средней юры), однако основной продуктивной толщей является 800-1000-метровой по мощности чокрак.

Рис. 62. Хошмензильское газовое месторождение

1 - изогипсы по кровле нижнемеловых отложений, м; 2 - контур газоносности; 3 - залежи газа; 4 - скважины; 5 - линия профиля

Продуктивные горизонты распределены по всему разрезу, образуя несколько обособленных свит (А, Б, В и Г), сложенных чередующимися прослоями песчано-алевролитов и глин. Число проницаемых горизонтов нередко превышает 20, мощность меняется от нескольких метров до нескольких десятков метров, широко развито фациальное замещение. Наиболее широкий диапазон нефтеносности на месторождении Избербаш (все свиты), на Инчхе-Море - свиты Б (газ) и Г; на месторождении Каякент нефтеносны только песчаники свиты Б. Глубины залегания залежей до 2 км, типы залежей различны - от пластовых сводовых до литологически и тектонически экранированных. Наиболее крупным по запасам нефти месторождением является Избербашское.

Геохимия нафтидов

и органического вещества пород

Нефтегазопродуцирующие толщи

Диагностика нефтегазоматеринских толщ обычно осуществляется путем оценки количественных и качественных характеристик рассеянного органического вещества (РОВ) пород. Количественный подход к оценке РОВ более традиционен, однако является необходимым, так как учитывает концентрации органики в породах, степень ее битуминозности и уровни нефтегенера-ционного потенциала. Качественные показатели связываются с сопоставительным анализом углеводородного, компонентного, изотопного и микроэлементного составов РОВ и нефтей. Данный подход существенно уточняет источники нефтегазообразования в разрезе осадочных пород нефтегазоносных бассейнов (НГБ).

Прежде чем приступить к оценке битуминологических показателей пород, следует кратко остановиться на принятых геохимических критериях, определяющих диагностические характеристики РОВ пород как возможно нефтегазоматеринских. Согласно Н.Б. Вассоевичу, Дж. Ханту, С. Филиппи и другим авторам, для терригенных пород слабых и умеренных уровней катагенеза содержание органического углерода С_орг - 0,9 % (на породу) и более вполне отвечает критериям отнесения их к разряду нефтематеринс-ких. Для карбонатных образований нижний кондиционный предел значений С_о составляет 0,4 %. При оценке содержания хлороформенного биту-моида (ХБ) в РОВ большинство исследователей и, в частности, Н.Б. Вас-соевич, относят интервал 0,015—0,045 % к средней (пороговой) категории значений этого параметра, выше которых толщи уверенно характеризуются как нефтепроизводящие.