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

Анализ и обобщение геолого-геофизической  информации позволил выяснить основные особенности геологического строения и нефтегазоносности верхнемеловых отложений региона, пересмотреть результаты поискового бурения отдельных площадей, дать современную оценку перспектив нефтегазоносности и наметить перспективное направление поисково-разведочных работ. [23, 24].

В результате этих исследований установлено, что верхнемеловые отложения  под моноклинально залегающими  отложениями олигоцен-миоцена, погружаясь к Терско-Каспийскому передовому прогибу, образуют ступенчатые протяжённые блоки меловых пород, разделённых разрывными нарушениями. Некоторые тектонические блоки осложнены антиклинальными перегибами. Такая морфология погребённых структур характерна для всей Нараттюбинской моноклинали и депрессионных зон Предгорного Дагестана. Палеотектонический анализ и построения позволили установить, что во время отложения осадков хадумского и миатлинского горизонтов в результате импульсных тектонических движений (растяжение) узкие блоки пород по образоваавшимся разрывным нарушениям опускались, образуя грабены шириной 1,5-3 км и глубиной 250-500 м, заполненные осадками в виде оползней с соседних блоков (глыбы палеогеновых отложений). Зоны грабенов в майкопе, видимо, возникли там, где ранее в палеогене и, возможно, в в верхнем меле были уже заложены такие структуры.

В результате предакчагыльских тектонических  движений (Восточно-Кавказская фаза складчатости) образовалась крупная передовая  моноклиналь и некоторые антиклинальные складки в пределах Предгорного Дагестана. В связи с этими преобразованиями палеограбенные прогибы стали тектоническими экранами для верхнемеловых отложений в моноклиналях и создали условия для образования ловушек, способных формировать промышленные запасы нефти и газа. Палеограбенные прогибы хорошо выделяются по материалам сейсморазведки  и по данным бурения скважин. На сейсмических временных разрезах зоны палеограбенов характеризуются потерями коррелируемости отражающих горизонтов меловых отложений за счёт сильной нарушенности пород и аномально повышенного поглощения энергии сейсмических волн в этих зонах.

Данные бурения также подтверждают существование палеограбенных прогибов, когда скважина вскрывает относительно увеличенную (несколько раз) мощность миатлинского или других горизонтов майкопской серии.

Наиболее крупные и глубокие палеограбенные прогибы характерны для зоны перехода головной, наиболее круто погруженной части Нараттюбинской моноклинали к пологим предгорьям. Палеограбенный прогиб, прослеживающийся от Манасозеньского до Шураозеньского поперечных разломов экранирует крупный блок верхнемеловых пород, в пределах которого расположены известные месторождения нефти и газа как Димитровское, Махачкала-Тарки и поисковые площади Тернаир и другие.

Далее к западу прослеживается палеограбен  Шамхал-Терменский, экранирующий Кумторкалинский выступ с основными площадями Алмало и Сафарали (Смирнова М.Н.).

Южнее этого палеограбена наблюдается  Пираузский, который экранирует Шамхал-Булак-Истису-Кумторкалинский  блок. К западу, за р. Сулак  этот же палеограбен экранирует Шавданский блок до поперечного Дылымского выступа. В пределах Акташ-Аксайской депрессии проходит Новолакский палеограбен, экранируя блоки Аркабашский и Каратюбинский и прослеживается в Петропавловскую синклиналь Чечни.

Южнее, от Хадумского поднятия через  Гумбетовскую и Бугленскую структуры наблюдается следующий крупный палеограбен, отделяющий Буйнакскую синклиналь и входящие в её пределы поднятия Талги, Заузанбаш, Эдальма от Гимрийской моноклинали.

Крупный палеограбенный прогиб также  наблюдается южнее от Манасозеньского  поперечного разлома через Катынтаусскую синклиналь с некоторым смещением по Какаозеньскому поперечному разлому, далее по Алхаджикентской синклинали и до самого Самурского поперечного разлома. Этот палеограбен экранирует всю предгорную часть Южного Дагестана от меловой моноклинали, где находятся известные нефтегазоносные структуры Ачи-су, Гаша, Селли, а также антиклинали Балхас-Хунук, Экендиль, Аджинаур.

Все перечисленные крупные блоки  экранированные палеограбенами, в свою очередь разбиты продольными и поперечными разрывами на блоки меньшего порядка. Так, в пределах блока, экранированного Таркитауским палеограбеном, находятся блок-антиклинали Димитровская, Махачкала-Таркинская, разделённые разрывними нарушениями. В свою очередь Димитровская структура поперечным Черкезозеньским разломом делится на северную и южную части. Севернее Тернаирский поперечный разлом отделяет Махачкала-Таркинский блок от блоков площадей Тернаир и Агачаул, которые постепенно погружаются в сторону Шураозеньского поперечного разлома.

Исходя из вышеприведённого представления о геологическом строении Предгорного Дагестана наиболее перспективными тектонически экранированнными могут быть следующие: в Акташ-Аксайской депрессии – Аркабашский и Каратюбинский блок-антиклинали. На Аркабашской структуре промышленная продукция получена только в скважине 5 в её западной части. В то время как в наиболее перспективной части (Восточный Аркабаш) из пробуренных скважин продукция не была получена, хотя в скважине 10 Новолак во время испытания при недостаточной депрессии на пласт (ниже репрессии до 3х раз) в испытателе пластов был получен глинистый раствор с нефтью и газом. В скважине 4, пробуренной в сводовой части этой структуры, испытания верхнемеловых отложений были проведены некачественно.

Положение палеосводов структур можно  определить по мощности майкопских отложений вскрываемых скважинами на каждой площади. В сводовых частях мощность майкопа оказывается меньше на 400-500 м, чем в скважинах, вскрывших эти отложения на крыльях палеоподнятий.

Недостаточно изучены поисковым  бурением  перспективные на получение нефти и газа погребённые верхнемеловые структуры (ловушки) как Алмалинская, Тернаирская, Агачаульская, Айритюбинская и другие.

Полученный геолого-геофизический  материал по меловым отложениям в  скважинах Бабаюртовской площади Терско-Сулакского прогиба позволяет предположить, что прогнозируемые в них скопления нефти и газа аналогичны Правобережным месторождениям Чечни, где с глубины 5400 м получен промышленный приток нефти.

Резюмируя изложенное можно сказать, что в Предгорном Дагестане есть ещё возможность для открытия крупных месторождений нефти и газа в верхнемеловом продуктивном комплексе на блок-структурах и ловушках со смешанным экранированием.

2.1.4. Перспективы поиска  неструктурных ловушек нефти  и газа в отложениях чокракского горизонта Предгорного Дагестана

Изучению отложений чокрака  посвящены работы таких исследователей как Архангельский А.Д. (проблема происхождения нефти), Губкин И.М. (формирование нефтяных залежей), Брод И.О. (классификация залежей и ловушек нефти), Вассоевич Н.Б. (стратиграфия и литология, условия  формирования осадков) и другие. За период разведки чокракских отложений накоплен значительный геолого-геофизический и промысловый материал в объединениях «Грознефть» и «Дагнефть», позволившие оценить их нефтегазоносность. Одним из актуальных в последующий период изучения этих отложений стал поиск литологически экранированных залежей нефти в связи с установлением в пределах месторождений Махачкала и Тернаир литологически экранированных залежей.

С этой целью в 50-70х годах прошлого века в Дагестане были проведены значительные объёмы как геолого-съёмочных, так и буровых работ. Были пробурены профили скважин с целью поиска нефти в выклинивающихся по восстанию чокрака в пределах Каспийской, Таркинской, Ленинкентской, Кумторкалинской, Каякентской площадей. На всех этих профилях были получены отрицательные результаты. Однако, исследованием было установлено, что от центральной части Нараттюбинской зоны (Капчугай) как на северо-запад, так и на юго-восток наблюдается закономерное уменьшение песчанистости разреза и мощности песчаных пачек, особенно в нижней части чокракского горизонта. Корреляционный анализ разрезов скважин на площадях Кумторкала, Исти-су, Алмало, Сафарали, Махачкала-Тарки, Димитровская, показал, что вопрос о выклинивающихся песчаных пачках по восстанию пород в чокраке и перспективах выявления в них литологически экранированных залежей является до сих пор актуальным, так как в нижней части разреза (свита «Г») наблюдается несколько выклинивающихся по восстанию песчаных пластов. Все выклинивающиеся песчаники приурочены к толще «Г_I» и «Г_II» (промысловая номенклатура). Верхний песчаник мощностью 15 м, приуроченный к интервалу 3380-3395 м в скважине 2 Сафарали, выклинивается в разрезе к западу к скважинам площади Алмало.

Второй пласт песчаника, мощностью 25-30 м (интервал залегания в скв. № 2 Сафарали 3415-3435 м, в скв. 5 Алмало 1985-2015 м, выклинивается к скв. 1 Алмало). Причем, следует отметить, что к югу от скв. 5 происходит расщепление её до трёх пропластков и ухудшение её как коллектора (в скв. 2 Алмало).

Третий выклинивающийся пласт  отмечается в скв. 2 Сафарали в интервале 3480-3525 м, в скв. 5 Алмало в интервале 2065-2105 м, в скв. 1 Алмало 1690-1710 м, а в скважинах площади Исти-су он отсутствует. Такая же картина характерна и для нижележащей пачки песчаников («Г_II») в пределах указанных скважин.

Эти песчаники в южном направлении  также выклиниваются или же ухудшаются их коллекторские свойства (скв. 1 Сафарали и скв. 2 Алмало).

По мере накопления осадков зона распространения каждого выклинивающегося песчаника отодвигается к северо-западу.

Такой характер распространения песчаников объясняется седиментационной особенностью чокракского бассейна.

Выклинивание песчаников по восстанию  пластов так же обнаружены на Димитровской и Махачкала-Таркинской площадях, где песчаник, залегающий в основании свиты «В» и выклинивающийся от скв. 21 и 16 к скв. 7 и в районе скв. 7 он уже не является коллектором. Этот же песчаник появляется в разрезе в районе скв. 9, уменьшаясь в толщине на северо-восток (скв. 11) и на юго-восток (скв. 23).

Песчаник свиты «В» также  срезается от скв. 4 к скв. 3. Песчаники  имеют «заливообразный» характер распространения на ограниченной площади создавая условия для скопления залежей нефти в пределах даже одной Димитровской площади.

В пределах Терско-Сулакской впадины  результаты сейсморазведки (1987) указывали  на сокращение мощности и выклинивание отдельных пачек песчаников (Западно-Аксайский  и Сулакский временные разрезы).

С целью поиска литологически экранированных залежей нефти и газа были пробурены скважины, однако выклинивающие  пачки песчаников не были обнаружены, а установлено постепенное сокращение общей мощности чокракского горизонта в северном направлении Терско-Сулакского прогиба.

Залежи нефти и газа не были обнаружены, проблема осталась нерешённой.

2.2. Литолого-стратиграфические  комплексы с установленными нетрадиционными ловушками

По литологическому составу  пластов-коллекторов и характеру  их нефтегазоносности, с учётом разделяющих региональных покрышек, а также условий формирования залежей нефти и газа, мезозойско-кайнозойский разрез осадочных образований Дагестана подразделяется на следующие комплексы: триасовый, нижнесреднеюрский, верхнеюрско-неокомский, апт-альбский, верхнемеловой-эоценовый, олигоцен-нижнемиоценовый,  среднемиоценовый,  верхнемиоценовый.

2.2.1. Триасовый комплекс

В зоне передовой складчатости на северном крыле Варандийской антиклинали, под трансгрессивно залегающими среднеюрскими породами, вскрыта мощная (1000 м) толща биоморфных известняков пермского возраста (Станулис В.А., 1977). В Предгорном Дагестане к доюрским отложениям условно относятся сильно дислоцированные буровато-зеленовато-серые глинистые образования, вскрытые под среднеюрскими отложениями в Миатлинской параметрической скважине (2145-2330 м), ниже которых, после пересечения разрыва, она снова вошла в среднеюрские отложения. Триасовые отложения вскрыты многочисленными глубокими скважинами на равнинной территории Дагестана, где они залегают в интервалах глубин от 3 до 6 км. Сформированный в условиях переходного этапа тектогенеза (от геосинклинального режима к платформенному) триасовый комплекс характеризуется своеобразным составом пород, резко отличающихся от перекрывающих платформенных образований. В доюрском комплексе Терско-Кумского нефтегазоносного района выделены куманская, нефтекумская и демьяновская свиты нижнего триаса, а также анизийский и ладинский ярусы верхнего триаса. Доюрский комплекс характеризуется большим разнообразием карбонатных, терригенных, эффузивных и эффузивно-осадочных пород и резким изменением мощностей (от 2000 м до 0).

Среди многообразия пород лишь немногие характеризуются благоприятными коллекторскими свойствами, выделение которых осуществляется по их литологическому составу по электрокаротажной диаграмме, где они чётко выделяются отрицательной аномалией ПС. К таким коллекторам относятся известняки и доломиты нефтекумской свиты и «продуктивной» пачки анизийского яруса, являющиеся основными объектами поисков и разведки нефти в Равнинном Дагестане. На Юбилейном месторождении притоки нефти получены из кварцитов, коллекторские свойства которых обусловлены тектонической трещиноватостью. Нефтекумская свита сложена светло-серыми, реже розовыми пелитоморфными, микрозернистыми, органогенно-обломочными и доломитизированными известняками и доломитами различной плотности. Они характеризуются зональным распространением, большими изменениями мощностей (от 700 м до 0) и литофациального состава пород. В западной части региона преобладают белые известняки (Сухокумское, Русский Хутор, Восход), в центральной (Юбилейное, Южно-Таловское, Кумухское) – кавернозные доломиты, а в восточной – глинистые известняки с прослоями аргиллитов. Всё это определяет различие коллекторских свойств, которые лучше всего изучены на Юбилейном, Южно-Таловском и Кумухском месторождениях. Чистые разности доломитов преобладают здесь в верхней части разреза, где хорошо развита вторичная пористость за счёт выщелачивания и развития микротрещиноватости.