Тектоника осадочного чехла 10 страница

Верхние продуктивные горизонты в разрезе зоны связаны с песчано-алев-ритовыми и карбонатными породами понта и миоцена, которые выклиниваются по восстанию, образуя литологически экранированные ловушки. Залежи, как правило, имеют небольшие запасы и только две из них характеризуются сравнительно крупными запасами (Зыбза-Глубокий Яр и Абино-Украинская). Глубина залегания залежей от 400 до 1200 м. Примеры месторождений зоны на рис. 44 и 45.

Рис. 44. Месторождение Украинское

1 - изогипсы по продуктивному V горизонту палеоцена, м; 2 - тектонические нарушения; 3 - линии выклинивания пласта коллектора; 4 - начальный внешний контур нефтеносности; 5 - залежи нефти; 6 - скважины; 7 - линия профиля

Кудако-Киевская зона нефтегазонакопления является самой западной зоной в пределах южного борта Западно-Кубанского прогиба. Ее образуют интенсивно дислоцированные миоценовые складки, трансгрессивно перекрытые меотисом. Продуктивны песчано-алевролитовые и карбонатно-терригенные породы чокрак-карагана и сармата, залегающие на глубинах 200-1100 м. Залежи в основном сводовые, реже литологического типа. В пределах зоны расположены месторождения Крымское, Северо-Крымское, Кудако-Киевское и др. (рис. 46).

НГР центральной части и северного борта прогиба. Этот нефтегазоносный район характеризуется развитием в разрезе осевой зоны диапиризма по отложениям Майкопа и интенсивной раздробленностью на северном борту. Изученный бурением осадочный чехол представлен в основном майкопскими и неогеновыми отложениями мощностью более 3 км. В центральной части района структурно дифференцирован весь кайнозойский комплекс, тогда как на северном борту прогиба локальные структуры атектонического происхождения (складки уплотнения) широко представлены в верхнемиоценово-плио-ценовой части разреза, но по чокрак-караганским комплексам, осложненным многочисленными нарушениями гравитационной природы, имеют моноклинальное строение.

В нефтегазоносном районе две две зоны накопления.

Славянско-Рязанская - газовая и Анастасиевско-Троицкая - нефтегазовая зоны; последняя объединяет ряд структур одноименной широтно ориентированной антиклинальной зоны. Основной продуктивной частью разреза здесь являются песчано-алевролитовые отложения меотиса и понт-киммерия,

залегающие на глубинах от 600 до 2000 м. Залежи нефти и газа контролируются наддиопировыми структурами, наиболее крупная из которых Анастасиевско-Троицкая (рис. 47). На отдельных структурах зоны (Курчанская) продуктивны спорадически развитые в разрезе коллекторы чокрака.

В пределах Славянско-Рязанской зоны установлены газовые залежи в песчаниках понта, который продуктивен в небольших по размерам и малоамплитудных структурах "уплотнения", неравномерно развитых по территории. Глубины залегания залежей небольшие - 1000-1500 м. Пример такого месторождения на рис. 48.

В западной части северного борта Западно-Кубанского прогиба в миоценовом комплексе выделяется серия тектонических нарушений, вероятно, гравитационного происхождения, к которым приурочен ряд брахиантиклина-лей. Здесь открыты в песчано-глинистых отложениях карагана газоконден-сатные Прибрежное и Сладковское месторождения (рис. 49). Еще два месторождения - Морозовское и Южно-Морозовское, выявленные в этой зоне, являются нефтяными. Эта часть прогиба рассматривается как перспективная зона для обнаружения структурных, структурно-тектонических и литологических ловушек, что подтверждается рядом открытий новых месторождений в последние годы.

Рис.45. Месторождения Калужской антиклинальной зоны

а - залежи нефти кумского горизонта: 1 - изогипсы по подошве III пачки кумского

горизонта, м; 2 - тектонические нарушения; 3 - залежи нефти; 4 - скважины; 5 -

линия профиля

б - залежи нефти и газа майкопской серии: 1 - изогипсы по подошве майкопских

отложений, м; 2 - тектонические нарушения; 3,4 - залежи: 3 - нефти, 4 - газа; 5 -

скважины; 6 - линия профиля

Таманский НГР. Таманский нефтегазоносный район связан с глубокой, поперечной к основному передовому прогибу депрессионной зоной, выполненной 8-12-километровой толщей третичных и мезозойских осадков (вскрытая бурением мощность более 5,5 км). Для НГР характерны: проявление майкопского диапириза и криптодиапиризма и высокая структурная дифференциация перекрывающих неогеновых отложений. Строение мезозойских комплексов (в основном верхнемелового) изучено недостаточно, и только в северной части района достаточно уверенно фиксируются отдельные складки.

Северо-Таманская зона нефтегазонакопления и Керченско-Таманс-кая зона газонакопления выделяются в пределах Таманского НГР.

Основным продуктивным горизонтом здесь являются терригенно-карбо-натные отложения миоцена (сармат, караган-чокрак), залегающие на глубинах 750-1200 м. Залежи преимущественно нефтяные, приурочены к небольшим антиклиналям с амплитудами 100-200 м, осложненным диапиризмом и разрывными нарушениями. В целом, в миоцене выявлено 16 малоразмерных нефтяных и газовых месторождений. Залежи сводового типа, нередко тектонически экранированные (рис. 50).

Рис. 46. Северо-Крымское нефтяное месторождение 1 - изогипсы по кровле горизонта XVIII (чокрак), м; 2 - тектоническое нарушение; 3 - контур нефтеносности; 4 - залежи нефти; 5 - скважины; 6 - линия профиля

Рис. 48. Месторождение Гарбузовское

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

Кроме того, в наиболее приподнятой северо-западной части Северо-Та-манской ЗНГ на Фонталовской антиклинали в субфлишевых мергелисто-известковистых верхнемеловых отложениях на глубине 4000-4040 м выявлена небольшая газовая залежь (рис. 51). Коллекторские свойства резервуара определяются трещинной емкостью и вторичной пустотностью карбонатов.

ВТерско-Каспийской НГО расположены два НГР (см. рис. 27).

Терско-Сунженский НГР. Занимает обширную территорию передового прогиба, охватывающую протяженные, тектонически осложненные зоны складок в осевой его части и бортовых зонах, в том числе южной, где находится Черногорская моноклиналь. Осадочный разрез района изучен от неогеновых до верхнеюрских отложений, причем в разрезе последних широко развиты эвапоритовые осадки. Мощность осадочного чехла превышает 7,5 км. По прогнозу она составляет 10 км. Комплексы разреза наиболее дислоцированы в осевой части прогиба, в зонах передовых складок; в бортовых частях прогиба структурная дифференциация ослабевает.

В пределах НГР выделяются пять зон нефтегазонакопления, характеризующиеся специфическими особенностями строения и распределения скоплений углеводородов.

Две зоны нефтегазонакопления, содержащие более 90 % всех разведочных запасов нефти, - Терская и Сунженская, характеризуются в значительной степени общими чертами строения и размещения месторождений. Обе зоны образуют ряд протяженных узких антиклинальных высокоамплитудных складок, осложненных разрывными нарушениями. Наиболее крупные из них выражены в рельефе Терского, Брагунского и других хребтов. Характерно упрощение общего структурного плана с глубиной от неогенового к меловому комплексу. Складкиосложнены надвигами с амплитудой смещения до 2 км, диагональными взбросами и сбросами. В прибортовых и поднадвиговых зонах этих структур выявлены погребенные складки с амплитудами 100-300 м, нарушенные по крыльям продольными взбросами. Погребенные складки, "структуры-спутники", так же как и основные складки, группируются в линейные зоны, но не находят отражения в верхнем структурном этаже. Фактически по основным структурам каждая складка в неогене построена очень сложно, а по мел-палеогеновому комплексу относительно просто. По сопутствующим структурам картина обратная: структуры выражены по мел-палеогеновому комплексу, а в верхнем структурном этаже залегают моноклинально. Диапазон нефтегазоносности охватывает отложения от неогена до юры, залежи в основном нефтяные.

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.