Условия формирования и генетические особенности нетрадиционных природных резервуаров промышленных скоплений нефти и газа в осадочно-пор

Анизийские отложения представлены глинистыми доломитами, известняками, алевролитами, песчаниками и карбонатными глинами. Наиболее благоприятными коллекторскими свойствами обладает пачка известняков, получившая название «продуктивной», в средней части яруса.

Перекрывающие породы ладинского яруса сложены бурыми аргиллитами с прослоями глинистых песчаников. Верхнетриасовые отложения представлены вулканогенно-осадочными и эффузивными образованиями.

Залежи нефти и газа литолого-стратиграфического типа выявлены на рассматриваемой территории по всему разрезу мезозойско-кайнозойской толщи. В доломитах нефтекумской свиты на северном крыле Таловского поднятия (скв. 6) установлена залежь нефти и газа, а в разрезе сводовой скв. 5 доломитовая толща полностью отсутствует. Геологические построения, сделанные специалистами ОАО «Дагнефть» показывают, что на склонах выступа палеозойского фундамента вырисовывается кольцеобразная зона выклинивания отложений нефтекумской свиты. Залежи углеводородов рассматриваемого типа установлены в среднеюрском песчаном пласте Тюбинского месторождения (северная периклиналь структуры, скв. 3, интервал 3877-3880 м), в доломитовой пачке верхней юры Русского Хутора, а также в песчаных пластах нижнего мела: XII (Южно-Сухокумск,  северо-восточный купол), IX  (Русский Хутор, северное крыло), и  VII (Сухокумск, западное крыло I купола, интервал 3272-3278 м). Выявленные литолого-стратиграфические залежи по всему разрезу отложений свидетельствуют о перспективах рассматриваемой территории с точки зрения поисков неантиклинальных ловушек для скопления углеводородов.

В анизийских отложениях заслуживают  внимание две пачки: «реперная» и  «продуктивная», в которых прогнозируется коллектора.

Реперная пачка «R», залегающая в основании анизийского яруса (кизлярская свита), представлена известняками с прослоями известняковых песчаников, прослеживается со средней мощностью 30-40 м и служит опорным горизонтом. На ряде площадей эта пачка по геофизической характеристике обладает высокими коллекторскими свойствами,отбиваемой по амплитуде ПС  (Майское, Перекрёстное). В Сухокумском районе (Русский Хутор, Сухокумск)ее мощность составляет – 10-15 м. Отдельные испытания пластов положительных результатов не дали, но небольшие притоки газа и газоконденсата отмечались (Юбилейное, скв. 18, Сухокумск, скв. 25, 27, Южно-Буйнакское, скв. 1 и др.). Перспективная зона литологического выклинивания реперной пачки отмечается южнее Майской структуры.

Продуктивная пачка, проницаемая  часть которой мощностью 15-30 м, сложена рыхлыми карбонатными песчаниками и органогенно-обломочными известняками, состоит из чередования различных типов терригенных и карбонатных пород. Залежи углеводородов в ней установлены на месторождениях Сухокумское, Восточно-Сухокумское, Солончаковое, Южно-Буйнакское, Южно-Таловское. Дебиты нефти составляли 80-180 м³/с. В результате анализа распределения мощностей пластов продуктивной пачки выявлена зона их литологического выклинивания, заслуживающая внимания как поисковый объект на нефть и газ в районе Ногайской площади. Таким образом, в пределах рассматриваемой территории в триасовом комплексе отложений фиксируется ряд благоприятных объектов для формирования ловушек как с установленной нефтегазоносностью (Таловская площадь), так и перспективных, которые при определённых условиях могут содержать промышленные скопления углеводородов.

2.2.2. Юрско-меловой комплекс

Поиски литолого-стратиграфических  залежей нефти и газа всегда связаны  с выявлением в различных типах  разрезов коллекторских толщ и пачек  природных резервуаров нефти  и газа и с изучением закономерностей  распространения их по площади. С этой целью в юрских и нижнемеловых отложениях Прикумской области Дагестана, где установлены многочисленные промышленные скопления нефти и газа преимущественно структурного типа с учётом литолого-петрографических, палеонтологических исследований и на основе детальной корреляции геолого-геофизических разрезов разведочных скважин, были выявлены коллекторские пачки и пластины, которые должны явиться основой для обоснования поисков залежей неструктурного типа (литологически и стратиграфически экранированны).

В Ставрополье максимальные мощности песчаной толщи лейаса (140-160 м) приурочены к району Колодезная, Закумская, откуда во всех направлениях мощность сокращается до 100-120 м в Величаевке и Плавненской и до 30-35 м в Русском Хуторе. Южнее Озек-Суата эти отложения отсутствуют. Таким образом, максимальное развитие отложений нижней юры приурочено к северо-востоку Прикумской области, к Прикумской палеовпадине, а в зоне Южно-Прикумского (Каясулинского) вала, эти отложения полностью выклиниваются.

Область максимального развития всей нижней песчано-алевролитовой толщи (140-150 м) занимает северо-восточную и  центральную часть территории. К западу, югу и востоку от этой области общая мощность толщи уменьшается. Причём наиболее резко в южном направлении от 135 м-в Бажигане до полного отсутствия на Граничном поднятии. В Русском Хуторе нижняя песчаная толща состоит из двух пачек (VII-VI), которые имеют повсеместное развитие. Суммарная мощность песчаных пластов, слагающих толщу, уменьшается с северо-востока (100 м) на юго-запад (70 м). В центре Прикумской Равнины (Равнинная, Перекрёстная, Майская) толща имеет  несколько иное строение за счёт увеличения в её разрезе алевролито-глинистого материала и сокращение мощности песчаных пластов, особенно в верхней части (III – пачка). Суммарная мощность песчаных прослоев составляет здесь 30-35 м при общей мощности толщи 50-60 м.

Верхнеюрские карбонатные отложения  в наиболее полном объёме и мощностью(150 м) представлены на юго-востоке в разрезе Кочубеевской скважины, где выделяются три литологические толщи; глинисто-карбонатная, доломитовая и сульфатно-карбонатная. К западу и северо-западу за счёт постепенного срезания верхних пачек нижнемеловой трансгрессией мощность верхней юры сокращается до 70-80 м в центральной части Каясулинского вала (Перекрёстная, Майская) и до 40-50 м в Сухокумском районе.

В качестве коллекторов в описываемых  отложениях выделяются II-I пачки. Нижняя пачка (II) развита по всей территории с постоянной мощностью 9-12 м, однако литологический её состав значительно меняется: на западе (Сухокумский район) и особенно в центральной части (Восточно-Сухокумск, Перекрёстная, Равнинная) она представлена в основном карбонатными алевролитами и песчаниками с отрицательными аномалиями ПС до 50-80 милливольт и большими удельными сопротивлениями; на востоке (Солончаковая, Степная, Северный Кочубей) эта пачка глинизируется и расслаивается на небольшие прослои доломитизированных алевролитов, по своей геофизической характеристике мало отличающихся от глинистых отложений.

Из этой пачки получена продукция  газоконденсата в Сухокумске и Восточно-Сухокумске, наличие довольно хороших коллекторов  на ряде площадей указывает на возможность обнаружения здесь залежей нефти и газа.

В разрезе нижнего мела, мощность которого 600 м, выделяются тринадцать коллекторских пачек и пластов от XIII до I (снизу вверх), меньшие из которых в пределах Прикумской области содержат многочисленные залежи нефти и газа. Максимальная мощность ХIII пласта фиксируется в юго-западной части территории (Равнинная, Юбилейная) и составляет 18-22 м.

Заслуживает внимания VIII₁ и VIII₂ пласты и в тех случаях, когда они развиты на погружениях поднятий, а к своду выклиниваются или замещаются слабопроницаемыми породами (Сухокумская, Мартовская).

В Ставрополье (Величаевка, Правобережное) такая литологическая изменчивость песчаников по площади привела к образованию литологически экранированных залежей.

Залежи нефти и газа в этих ловушках известны в XII пласте берриас-валанжина на северо-восточном куполе Южно-Сухокумска и кавернозных доломитах верхней юры месторождения Русский Хутор (Центральный). Ловушки этой группы, где возможны скопления нефти и газа, намечаются в VIII_1-2 пласте Майской площади и в XII пласте Перекрёстной, Равнинной и Мартовской структур.

Наиболее перспективными зонами для  поисков литологически экранированных залежей VIII₁ пласта нижнего мела являются: 1 – зона структурного носа, прослеживаемая к юго-востоку от Бажиганской структуры; 2 – район расположения скважин № 2 Агасиевская; 3 – месторождение Мартовское; 4 – северная зона (район Гаруновской структуры), где VIII₁ пласт выклинивается в сторону регионального воздымания пласта.

Перспективные участки для поисков  литологически экранированных залежей  намечены в IV/III пластах (по промысловой номенклатуре), III₃ (II₂) III (II) пластах средней юры.

Линия выклинивания IV пласта средней юры прослеживается  с юго-востока южнее скв. 1 (Северо-Соляная), огибая Майскую структуру затем проходят между площадями Бажиганская и 3-Бажиганская, далее огибая Агасиевскую структуру проходит на запад. Наиболее перспективной зоной для поисков литологически экранированной залежи IV пласта средней юры является участок западнее скв. № 5 Бажиганская.

Линия выклинивания III пласта средней юры прослеживается с юго-востока севернее скв. № 1 Северная Соляная далее проходит по южной переклинальной части Капиевской структуры и далее в субширотном направлении проходит южнее скв. № 1 Грозненская. Перспективы данного пласта могут быть связаны с зоной западнее Капиевской структуры, где в сторону Стальской проходит выклинивание III пласта средней юры. В разрезе юры наиболее перспективными пачками по своим коллекторским свойствам является X и XI пласты.

2.2.3. Олигоцен-нижнемиоценовый  комплекс

Майкопская серия в своём составе включает пять свит (зурамакентская, рики, муцидакальская, нижнеглинистая, миатлинская и хадумский горизонт). Стратиграфические подразделения майкопской серии от хадума до зурамакентской свиты часто трансгресивно залегают на подстилающих отложениях фораминиферовой свиты и верхнего мела, вплоть до туронского яруса (Иргартшбашский выступ). На юге Предгорного Дагестана (Восточная и Западная антиклинальные зоны, площади Губден, Сергокала) стратиграфические несогласия отмечаются между зурамакентской свитой и хадумским горизонтом. Майкопская серия в Предгорном Дагестане повсеместно сложена преимущественно глинистыми образованиями с прослоями алевролитов общей мощностью от 200-800 м до 2000 м. В целом, вся толща является региональной покрышкой для нижележащего эоцен-верхнемелового нефтегазоносного комплекса. Благоприятными коллекторскими свойствами обладают ископаемые глыбы карбонатных пород палеоцен-эоцена (олистолиты) в миатлинской свите, а также глины в разуплотнённых зонах тектонических нарушений. Для отдельных зон характерно резкое изменение мощности майкопской серии, что обусловлено выпадением из разреза нижних горизонтов. Так, в пределах Эльдамского тектонического выступа увеличение мощности на небольшом расстоянии происходит от 150 м (Салтабак) до 1600 м (Ачису). Анализ геологических и промыслово-геофизических материалов по скважинам, вскрывшим майкопские отложения, показывает улучшение коллекторских свойств за счёт увеличения песчанистости пород на отдельных участках северного обрамления Дагестанского пояса надвигов. Появление новых песчаников в низах муцидакальной и миатлинской свит на восточной периклинали Шамхалбулакского поднятия свидетельствует об общем увеличении песчанистости в направлении Сулакской впадины. Эти песчаные пласты обладают благоприятными параметрами. В Предгорном Дагестане они не имеют повсеместного распространения и могут представлять интерес в качестве ловушек только в зонах их выклинивания или в линзовидных образованиях.

Особый интерес для скопления  УВ представляют (олистолиты) ископаемые глыбы карбонатных пород. Эти нетрадиционные природные резервуары достигают размеров до 3х7 км. Примером могут служить олистолиты в естественных разрезах Чиркейской котловины и оконтуренные структурными скважинами на площади Восточный Капчугай. Они обычно приурочены к различным структурным условиям (антиклиналям, моноклиналям, синклиналям) и представляют самостоятельные гидродинамические замкнутые системы. В зонах раскрытого залегания олистолиты прослеживаются в обрамлении Дагестанского пояса надвигов и вскрыты скважинами на площадях: Бавтугай, Миатлы, Восточные Миатлы, Истису, Ачису, Шамхал-Булак, а также в Каранайаульской и Акташской депрессиях, где наблюдались нефтепроявления и поглощение бурового раствора. Интенсивные нефтегазопроявления и промышленные притоки фиксировались на площадях Шамхалбулак, Восточные Миатлы, Ачису. Майкопские глины, обогащённые часто песчано-алевролитовым материалом, сами по себе в традиционном понятии лишены эффективной ёмкости и фильтрационных свойств. Однако, эффект разуплотнения в глинистых покрышках ореола внедрения, по данным Зхус И.Д. и Бахтина В.В. (1979), может приводить к увеличению открытой пористости до 3,64 % на глубинах до 4,5 км. В то же время в зонах тектонических дислокаций в условиях раздробленности и трещиноватости они приобретают благоприятные коллекторские свойства, о чём свидетельствует опыт освоения месторождения нефти и газа майкопских отложений Предкавказья и Юго-Восточного Кавказа, где отмечены многократные случаи открытого фонтанирования скважин (от 5 до 400 м³/сут) (Беной, Карабудахкент, Дылым, Заглы и др.). Отобранные из продуктивных интервалов керны представляли сильно раздробленные породы, трещины которых обычно заполнены нефтью.

2.3. Рифогенные постройки

В отношении генезиса известняков  нефтекумской свиты имеются мнения об их рифогенном строении и происхождении (Гаркушин А.С., Фролов Н.Т. и др., 1974). Как показали литологические исследования Жабревой Н.С. и др. признать эту точку зрения нет достаточных оснований, поскольку в составе известняков рассматриваемой свиты отсутствуют фации, свойственные только рифогенным образованиям. Кроме того, кремнистые осадки, встречающиеся в нефтекумской свите не могут образоваться  в динамически активной водной среде, свойственной образованию рифов. В пользу образования мелких биогермных тел говорит тот факт, что в разрезе, особенно в нижней части нефтекумской свиты, встречаются органогенно -обломочные  и водорослевые известняки и доломиты, являющиеся предвестником корковых образований на подводных скалах (риф корковый). Из разновидностей рифов, встречающихся в земной коре: барьерные, береговые, атолловые (кольцевые), коралловые, корковые, со значительными противоречиями можно лишь предположить, что в условиях нефтекумской свиты нижнего триаса возможны по происхождению только корковые рифы. Дискуссионно не только происхождение известняков нефтекумской свиты, но и их возраст. Известно, что седиментационный фактор в формировании структурных планов разновозрастных комплексов приводит к несоответствию структурных планов и образованию некомпенсированных систем, на борту которых формируются биогермные постройки и структуры облекания. Наличие резко выраженных несогласий между нефтекумской и перекрывающей молодёжнинской свитами, установленных в разрезах скважин в Дагестане свидетельствует о крупном региональном перерыве между пермской и триасовой системами. Полное отсутствие известняков нефтекумской свиты установлено на восточном погружении Прикумского сложного вала (Кочубейская параметрическая скважина) и на южном борту Восточно-Манычского прогиба (Песчаная, скв. 1 и Восточно-Песчаная, скв. 1). Сложная картина с распространением нефтекумской свиты требует индивидуального подхода к изучению этого комплекса, в котором  известен ряд залежей (Южно-Буйнакская, Восточно-Сухокумкая, Юбилейная, Озёрная), приуроченных к трещино-поровым известнякам с открытой пористостью до 16 % и проницаемостью 78-117 мД. (Рис. 2.4). Физико-химическая характеристика нефтей и конденсатов триасовых и юрских отложений Восточного Предкавказья, юго-западной части Прикаспия и Мангышлака сведены в таблицу 2.2. Главным вопросом в оценке нефтегазоносности нефтекумской свиты является достоверное установление закономерности распространения их по площади в пределах южного борта Восточно-Манычского прогиба и сложного Прикумского вала, которое должно явится продолжением настоящих исследований.