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

Крупные скопления УВ могут быть приурочены к карбонатным постройкам – нефтекумским барьерным и атолловым рифам. Акваториальное продолжение барьерного рифа прогнозируется в зоне сочленения кряжа Карпинского с Кизлярским прогибом. Атолловые постройки платформенного типа – на южном борту кряжа Карпинского, а геосинклинальные атоллы – в Кизлярском прогибе.

2.4. Клиноформы в миоценовых  отложениях

Недостаточный привнос обломочного  материала в палеогене повлёк за собой появление глубоководных некомпенсированных котловин, пространственно тяготеющих к основным зонам передовых прогибов. В обстановке нисходящих движений большой амплитуды в Предгорном Дагестане, а также в юго-западной части бассейнов Северного и Среднего Каспия и в Самурско-Песчаномысской зоне происходило накопление косослоистых клинообразных осадочных тел, выклинивающихся с запада на восток от бортов депрессии в сторону её глубоководной части. Наличие клиноформных тел не только на западе, но и на востоке свидетельствует о существовании в этот период двух различных источников сноса – Ставропольский свод и Большой Кавказ. Начиная со среднего миоцена региональная структура характеризуется унаследованным развитием. Наиболее интенсивно погружается Терско-Каспийский прогиб и Присамурский участок транскаспийской зоны поперечных поднятий. В среднем плиоцене сохранился морской режим седиментации лишь в глубоководной котловине Южного Каспия, где уровень моря был значительно ниже уровня мирового океана. Некоторые исследователи связывают это явление с катастрофическим провалом земной коры Южного Каспия с образованием котловины, вобравшей в себя воды всего морского бассейна. В итоге среднекаспийская некомпенсированная депрессия превратилась в континентальную впадину с превышением её бортов относительно днища примерно на 1,5 км (Милановский Е.Е.). При этом дельта палео-Волги сместилась далеко к югу, достигнув Южно-Каспийской депрессии.

В Среднекаспийской глубоководной  котловине накапливаются субгоризонтальные осадочные толщи незначительной мощности, а на бортах отлагаются клиноформные серии, которые могут представлять интерес на предмет обнаружения в них скоплений нефти и газа (рис. 2.5.).

Чокракские отложения (средний  миоцен) залегают на майкопских со стратиграфическим и угловым несогласием. Залежи нефти и газа связаны с Терским и Сунженским антиклинориями и моноклиналью Чёрных гор (Датых) в среднемиоценовых отложениях. Здесь открыты нефтяные месторождения: Малгобекское, Южно-Вознесенское, Али-юртовское, Эльдаровское, Горячеисточненское, Брагуны, Новогрозненское, Кошкельды и др. В пределах Предгорного Дагестана в разработке находились Махачкалинское, Ачисинское, Избербашское месторождения, залежи которых приурочены к среднемиоценовым отложениям, а в пределах Среднего Каспия – месторождение – Инчхе-море. К песчаникам чокрака приурочены до 10 залежей в Терско-Сунженской области и 7 залежей в Предгорном Дагестане: 4- в свите «в»), три – в свите «Г». Мощность свиты «в» увеличивается с северо-запада на юго-восток – от 50-80 м до 140-170 м. Особенностью свит песчаников чокрака является резкая изменчивость литологического состава по площади, а иногда и по разрезу, что создаёт благоприятные условия для развития клиноформ в миоценовых отложениях (средняя часть). В них обнаружены залежи нефти и газа на площадях Тернаир, Махачкала, приуроченные к литерным песчаникам свиты «в». Общая мощность их достигает до 265 м, а суммарная мощность свиты «Г» на Махачкалинском месторождении колеблется от 420 м до 460 м.

Благоприятные условия для обнаружения клиноформ в миоценовых отложениях имеются в центральной части Нараттюбинской складчато-надвиговой зоны (Кумторкалинский хребет). В Южном Дагестане происходят большие изменения в нижней половине разреза. Если вверху её можно выделить гяуртапинскую свиту и песчаниковые слои свит «А» и «Б», то нижние свиты представляют собой единую глинисто-песчаниковую толщу, характеризующуюся невыдержанностью песчаных пластов по простиранию. Уменьшается и мощность чокрака, доходя до 800 м на плащади Каякент (Алексин А.Г., Брод И.О. и др.).

2.5. Катагенетические  ловушки в отложениях майкопской  серии

Весьма слабо изучены катагенетические залежи в майкопских отложениях, которые  имеют на Северном Кавказе повсеместное распространение. Они характеризуются многочисленными нефтегазопроявлениями как в естественных разрезах, так и в скважинах.

Изучением этой толщи занимались в  разные годы Н.Н. Барбот де Марни, К.П. Калицкий, К.А. Прокопов, Н.И. Андрусов, И.М. Леднев, Н.С. Шатский, В.Д. Голубятников, Н.Ю. Успенская, И.О. Брод, Н.М. Маркин, П.П. Заборинский, В.Ф. Шарафутдинов и др. В составе майкопской серии выделен ряд горизонтов (сверху-вниз): зурамакентский, рики, муцидакальский, нижнеглинистый миатлинский и хадумский. (Шатский Н.С.). Они обладают рядом специфических черт, присущих только для этого комплекса отложений, являясь как нефтепродуцирующей, так и нефтегазоносной толщей, одновременно выполняя роль региональной покрышки для эоцен-палеоценовых и меловых отложений.

Следует отметить, что её значение не ограничивается только пассивной ролью консервации залежей УВ, она сыграла существенную и активную роль в формировании залежей нефти и газа за счет того, что они обладают аномально высокими поровыми давлениями не только в перекрывающих среднемиоценовых и подстилающих эоцен-верхнемеловых отложениях, но и в самой майкопской толще [25]. Об этом свидетельствует тесная генетическая связь между битумоидами в породах и нефтью, полученной из этих же отложений, сходство люминисцентных и хроматографических показателей компонентного состава хлороформенных битумоидов и нефтей и их физико-химических свойств. Сингенетичное ОВ этих глин и алевролитов продуцировало нефтяные УВ, мигрировавшие в коллекторы из самой нефтематеринской свиты, так и за её пределы. Эта толща, к северу Предгорного Дагестана, испытала значительное погружение (до 5 км), а перекрывающие миоценовые отложения создали большую геостатическую нагрузку на рассматриваемые отложения, что способствовало максимальной эмиграции битумоидов из ОВ и концентрации их в виде аллохтонных битумоидов и скоплений нефти и газа в коллекторах на стадии катагенеза [26]. В условиях Южного Дагестана сингенетичная битуминозность снижается  до 0,01-0,02 % при относительно повышенных количествах ОВ (1,0-1,5 %), которые при уплотнении глин отдают газообразные УВ, то есть толща рассматривается как преимущественно газоматеринская с незначительным нефтепроизводящим потенциалом. По составу и содержанию ОВ, его битуминизации в Предгорном Дагестане выделяются две геохимические зоны, соответствующие структурно-тектоническому районированию этой территории: область Дагестанского клина и Южно-Дагестанская тектоническая ступень. В первой (севернее Каякента) майкопские отложения характеризуются градациями катагенеза МК _1-3, содержанием С_орг – 0,7 % битумоидный коэффициент достигает 7,7 , что свидетельствует об интенсивных процессах битумо- и углеводородообразования. Количество первично-миграционного битумоида (70 %) и остаточного битумоида свидетельствует о продолжающихся миграционных процессах в этой области. Во второй зоне (южнее Каякента) мощности майкопских отложений значительно сокращены и они находятся на стадии катагенеза МК_1-3, содержание С_орг – битуминозность невысокая от 0,01 до 0,05 % и генерационный процесс происходит значительно медленнее, чем в первой.

Майкопские отложения, представленные преимущественно глинистыми образованиями морского генезиса содержат ОВ преимущественно сапропелевого типа. Бассейн седиментации являлся частью крупного эпиконтинентального моря, возникшего в олигоцене вдоль северной окраины Тетиса. Источником сноса терригенного материала служила южная окраина Скифской эпигерцинской плиты, а также кавказская суша. Распределение ОВ в породах находится в прямой зависимости от их фациальной зональности [27]. Максимальные содержания ОВ связаны с относительно глубоководными котловинами (Терско-Сулакская впадина), где характерны высокие темпы седиментации (около 80 м/млн. лет). В области обширного мелководного шельфа (Скифская плита), содержание ОВ в породе снижается. Степень катогенетической превращённости ОВ и, как следствие, реализация нефтематеринского потенциала широко варьирует из-за ряда геологических причин, скоростью прогибания, геотермическим режимом, литологией разреза и т.д. Согласно закону формирования залежей углеводородного сырья при воздействии дополнительной энергии органическое вещество, находящееся в определённых геохимических и термобарических условиях недр, может быть расщеплено с разрывом связей углерод-углерод (-С-С-) с образованием нефти и горючих газов. Для разрыва связей требуется энергия 50-60 ккал/моль. По температурному эквиваленту такая энергия достигается при Т более 320⁰ С. Следует отметить, что в природных условиях залежи углеводородного сырья находятся существенно ниже этой границы и источником энергии могут быть только неспаренные электроны (спиновая энергия) молекул органического вещества (Вассоевич Н.Б., 1974). Дополнительная энергия, которая необходима для формирования залежей нефти и газа возникает при тектонических процессах (уплотнение глин, горизонтальное скольжение микрочастиц пород и органического вещества с фобными поверхностями и др.). Природные залежи нефти в битуминозных глинах залегают на месте образования без каких либо миграционных процессов [28]. В этом и уникальность майкопской толщи в Восточном Предкавказье. Впервые в истории нефтяной геологии И.И. Нестеров в 1963 г. сделал заявление о том, что нефть фонтанирует из глинистых пород, которое подтвердилось в процессе испытания скважин на Салымской площади Западной Сибири. Максимальные притоки нефти из баженитов на месторождении Большой Салым достигали 2500-5000 м³/сут. (И.И. Нестеров, 2007). Пространственное положение таких залежей не контролируется современным структурным планом, не связано с зонами разломов и повышенной трещиноватостью пород, они не имеют краевых и подошвенных подземных вод, характеризуются аномально высокими поровыми давлениями, существенным влиянием горного давления на фильтрацию флюидов, часто повышением  коэффициента продуктивности в процессе отбора нефти. Такие же битуминозные породы, из которых можно извлекать нефть распространены в большом объёме на Северном Кавказе (Ставропольский край, Чечня, Дагестан и др.).

В породах майкопской серии Предгорного  Дагестана содержится огромный объём  керогена, который можно преобразовать в нефть.(Сабанаев,2007г.) Техногенное преобразование керогена в нефть в пластовых условиях производится по принципиально новой технологии, основа которой заключается в создании мощного электромагнитного поля за счёт гидроразрыва пластовой системы щелочными или фобными растворами или созданием трещиноватости пород закачкой гидрокремнезёма, насыщенного порошком алюминия или раствором перекиси водорода. Необходимы технологии и технические средства для искусственного создания залежей нефти в пластовых условиях недр, при котором можно получить притоки УВ в любой точке Предгорного Дагестана, где-то больше, где-то меньше, но независимо от структурных условий. Основные характеристики глинистых битуминозных пород майкопской серии с оценкой ресурсов УВ в Предгорном Дагестане  сведены в таблицу 2.3. На основании обобщения всего фактического материала по проявлениям в майкопских отложениях как в естественных обнажениях, так и во вскрытых скважинами разрезах проведено ранжирование площадей по комплексу показателей: содержание керогена в породах, толщина, объём пород, наличие и характер проявлений, геологические ресурсы, их плотность, тектоническая активность зоны, установленный факт присутствия в разрезе алевролитовых линз и песчаных пропластков и др., в результате которого выделены площади для первоочередного освоения (Миатлинская, Эльдамская, Уйташская, Чубарарка, Салтабакская, Заузанбашская). [29].

2.6. Палеорусловые типы  ловушек

Анализ сейсмических временных разрезов позволил выделить в Среднем Каспии и протрассировать палеорусловые зоны – глубокие врезы, образованные руслами палео-Волги и палео-Терека на уровне меловых, палеогеновых и олигоценовых отложений. Они простираются на большие расстояния на платформенной части Среднего Каспия. Палеорусло Волги проявилось в виде двух отдельных рукавов. Правый рукав по-современному течению реки Волги имеет северо-запад-юго-восточное простирание и прослеживается на расстояние более чем на 30 км. Ширина рукава меняется от 13 км в северо-западной части до 24 км в юго-восточной. Мощность аллювиальных отложений меняется от 100 м – в северо-западной части до 300 м – в юго-восточной. Левый рукав имеет субмеридиональное простирание и прослеживается на расстоянии более 110 км. Ширина его изменяется от 35 км – в северной части до 3 км – в южной части. Толщина аллювиальных отложений меняется от 30 м до 625 м. На месте слияния левого и правого рукавов выделяется аккумулятивная форма рельефа дна в виде возвышенности, которая по оконтуривающей изогипсе минус 1500 м имеет субмеридиональное простирание, имеющее размеры 17х7 км при амплитуде 100 м. На ряде сейсмических профилей протрассирована зона выклинивания верхнего миоцена, а палеоген-верхнемеловые отложения в районе палеорусла Волги имеют моноклинальное залегание пластов с воздыманием в северо-восточном направлении. [30].

Таблица 2.3

Общая характеристика глин майкопской серии Предгорного Дагестана  и оценка ресурсов нефти

По неогеновым и меловым отложениям палеорусло Волги представляет собой крупную рукавообразную литологическую ловушку, простирающуюся на платформенной части Среднего Каспия, которая может явиться региональной зоной нефтегазонакопления (Хеиров М.Б. и др.). В среднем плиоцене дельта палеорусла Волги сместилась далеко к югу, достигнув Южно-Каспийской депрессии. Самурско-Песчаномысская зона явилась своего рода барьером, который и был прорезан руслом крупной реки. Ширина эрозионной долины до 60 км в центральной части глубиной – 200-600 м при ширине 5-15 км и каньонообразным врезом, который прослежен на расстоянии около 200 км. По данным бурения параметрической скважины перспективы отложений пройденного разреза оцениваются не так высоко.  Для окончательного решения вопроса о нефтегазоносности необходимо пробурить дополнительно по меньшей мере ещё две скважины в разных геологических условиях.

3. Стратегия поисков нетрадиционных  природных резервуаров нефти  и газа в Восточном Предкавказье