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

На равнинной территории Дагестана  поисковое бурение на меловые отложения начато объединением «Дагнефть» в 1958 г. на Южно-Сухокумской структуре. В 1959 г. оно увенчалось открытием здесь нефтяного месторождения. С этого времени начинается интенсивная разведка Сухокумской группы поднятий.

Основными структурными элементами, контролирующими зоны нефтегазонакопления, являются погребённая Прикумская система поднятий и Восточно-Манычский прогиб, осложнённые в нижней части платформенного осадочного чехла группами и отдельными малоамплитудными поднятиями – ловушками для нефти и газа. К настоящему времени в Терско-Кумском районе установлена нефтегазоносность олигоценовых, альб-аптских, неоком-верхнеюрских и триасовых комплексов.

В нижнемеловых отложениях выявлено около 20 месторождений приуроченных к Прикумской системе поднятий, и 1 газоконденсатное месторождение (Степное) в пределах Восточно-Манычского прогиба.

В неокомском комплексе выделяются пять пластов пачек, которые могут быть сгруппированы в две литологические пачки: верхнюю песчано-алевролитовую (IХ и Х, пласты) и нижнюю – карбонатную (X₂, XI, XII, XIII пласты)

Нефтяные залежи выявлены на месторождениях Сухокумск, Русский Хутор, Граничное, Капиевское, Майское, Тюбинское, Леваневское, Эмировское, Западный Бажиган, Восход, Перекрёстное и др., а газоконденсатные-на   площадях Солончаковая,  Дахадаевская, Леваневская, Степная и др.

Верхнеюрские отложения включают XIII₂, I пласты и I песчаную пачку. Промышленная нефтегазоносность установлена на 14 месторождениях.1-й пласт в нефтегазоносном отношении изучен слабо, продуктивность его доказана на месторождениях Русский Хутор и Сухокумское, где они содержат газоконденсатные залежи.

Промышленная нефтегазоносность нижнесреднеюрского комплекса установлена на 10 месторождениях: 5 нефтяных, 2 нефтегазоконденсатных и 3 газоконденсатных.

Всего в Терско-Кумском нефтегазоносном  районе в отложениях нижнего мела и юры установлено около 100 залежей различного фазового состояния – газовые, нефтяные, нефтегазоконденсатные. Для них характерны небольшие запасы, что существенно затрудняет их разработку (рис. 1.3.).

В рассматриваемых нефтегазоносных  комплексах преобладают пластовые сводовые ненарушенные залежи, приуроченные к резервуарам, резко ограниченным в кровле и подошве непроницаемыми породами, сохраняющими пластовый характер коллектора далеко за пределами продуктивной площади.

На месторождениях Южно-Сухокумск, Русский Хутор, Сухокумск, Мартовское, Майское, Солончаковое, Тюбинское, Восточно-Сухокумское, Тианетское, Дахадаевское значительная часть залежей относится к пластово-сводовым литологически экранированным.

 

1.3. Российский сектор Северного и Среднего Каспия

 

Первые сведения о существовании  палеорусла Волги доказаны инструментально, сейсморазведкой МОВ (1951-1953 г.г.) от Махачкалы до Каякента. Дополнительные работы, направленные на выявление и подготовку отдельных перспективных в нефтегазоносном отношении ловушек в пределах палеорусла, проводились трестом «Каспморнефтегеоразведка» в 1987 г., в результате которых протрассированы палеорусла рек Волга и Терек и высказана мысль о возможном выявлении в их пределах крупных рукавообразных литологических ловушек нефти и газа. В 1963-1964 г.г. в северо-западной части Северного Каспия (ВНИИгеофизика) были выявлены Зюдевское, Петровское, Морское поднятия и Северо-Кулалинский вал, приуроченные к восточному продолжению кряжа Карпинского, на бортах которого возможно распространение нетрадиционных ловушек литолого-стратиграфического типа. В результате интерпретации данных сейсморазведки, проведённой ГУП треста «Севморнефтегеофизика» на НИС «Проф. Рябинкин» на территории 10-ти мильной зоны от Самура до Махачкалы, кроме решения структурных задач (выявлены новые структуры), были определены области возможного развития неантиклинальных ловушек в виде песчаных тел в миоцене, палеорусел рек Волги и Терека, в кровле сармата, аномалий волнового поля типа «яркое пятно», рифов в меловых отложениях и клиноформенных отражений различной степени протяжённости в плиоцен-антропогеновом комплексе.

В результате обобщения данных гравиразведки (Пшинамазов А.А., Багдаташвили А.Д.) в 1977 г. подтвердилось наличие Дагестанского минимума, связанного со структурами Приморской антиклинальной зоны. Некоторые исследователи считают, что минимум связан с глубоким прогибанием консолидированной коры и накоплением менее плотных осадочных пород.

Аэромагнитной съёмкой  (1951-1952 г.г., Соловьёв В.Ф., ВНИИгеофизика) в Кизлярском заливе отмечен крупный максимум магнитного поля, интерпретируемый как зона регионального разлома в фундаменте. Работами объединения «Казгеофизика» (1986-1987 г.г.) аэромагнитной съёмкой уточнено строение поверхности кристаллического фундамента. В Кизлярском заливе (1963-1964 г.г.) электроразведочными работами (Дегтярь, Назаренко) на морском продолжении Промыслово-Цубукской зоны поднятий выявлен глубинный разлом, который прослежен до о. Чечень, а в южном направлении трассирован до Махачкалы. В районе о. Тюлений  выявлено структурное осложнение, ориентированное в меридиональном направлении, которое отделяет восточную приподнятую зону от глубокой депрессии, развитой в этом районе (Тюленеостровная кольцевая структура, выявленная сейсморазведкой). В этой зоне выявлены два геоэлектрических горизонта, приуроченных к кровле майкопа и доюрскому фундаменту. На южном и западном участках нижний горизонт погружается на глубину 5,0 км. Геоморфологическими исследованиями (Леонтьев О.К., Куприн П.Н., 1949 г., 1962 г.) установлено наличие регионального разлома, в последствии названного Муссаевым С.Э. Главным Дербентским разломом. Этот разлом получил своё подтверждение в процессе бурения глубоких скважин на площадях Дузлак и Каякент. Весьма успешными считаются поисково-разведочные работы, проводимые ОАО «Лукойл» на российском шельфе Каспия, где из 10 подготовленных структур на 4-х открыты многопластовые месторождения: им. Ю. Корчагина, Хвалынское и Филановское и Центральное с общими запасами превышающими 1,5 млрд. т. условного топлива. С отрицательными результатами завершено бурение по одной скважине на площадях Арабляр и Дербент-Самурская. Не оправдано затягивается проведение поисковых работ на площади Тюленеостровная (Мегатрон-Винтерсхал) и разведочных работ на месторождении Инчхе-море (ОАО «Дагнефть») (рис. 1.4.).

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2. Теоретические основы  поисков залежей нефти и газа в нетрадиционных ловушках в Восточном Предкавказье

 

 Большой Кавказ представляет  собой систему пакетов и пластин, разделённых региональными надвиговыми системами, местами переходящими в покровы и надвинутыми, в основном, с севера на юг. Впервые эта модель была разработана в 20-30-х годах Ренгартеном В.П., Богдановичем К.И., Варданянцем Л.А., Вассоевичем Н.Б., Герасимовым А.П., Келлером Б.М., Шатским Н.С., Бродом И.О., а с 70-х годов внесены дополнения Хаиным В.Е., Милановским Е.Е., Ломизе М.Г., Адамия Ш.А., Короновским Н.В., Казьминым В.Г. и др. Существуют многочисленные мобилистические кинематические модели строения и развития Большого Кавказа и смежных с ним регионов. Все исследователи сошлись на том, что Большой Кавказ является межконтинентальным или коллизионным горно-складчатым сооружением, структура которого определяется подвигом Кавказской плиты на север под Евроазийскую плиту, что подтверждается присутствием континентальной коры по обе стороны (Скифская и Закавказская плиты). Обширные участки Скифской и Закавказской плит перед келловеем подверглись размыву, осадконакопление продолжалось лишь в пределах флишевого прогиба, испытавшего в течение верхнеюрско-мелового времени некомпенсированное погружение. В позднем мелу морская трансгрессия охватила обширные районы на обеих плитах. По данным Адамия Ш.А. с позднего альба происходит изменение направления дрейфа Афро-Аравии относительно Евразии. Начавшиеся процессы коллизии происходят в три стадии, начиная с позднего мела до среднего эоцена, доходя до своего минимума в среднем миоцене [5].

Резкое  изменение ситуации произошло в  позднем миоцене, связанное с  началом отделения от прежде единой Африканской и Аравийской плит и ускоренным продвижением последней к северу, в результате которого возникло складчато-покровное сооружение Кавказа. Основание его почти перекрылось Скифской плитой. В восточно-кавказском сечении в последней стадии коллизии в зону конвергенции был вовлечен аллохтонный блок Восточного Кавказа и Терско-Каспийского прогиба, в результате которого формировались надвиги Известнякового и Предгорного Дагестана. В Терско-Каспийском прогибе, сформировавшемся на коллизионной стадии геодинамического развития территории в обстановке регионального субмеридионального сжатия, образовались на южном борту - складчато-надвиговые  структуры, а на северном - зоны малоамплитудных пликативных дислокаций. В девон-триасовое время ороген представлял собой активную окраину Восточно-Европейского континента. Вследствие активного взаимодействия океанической и континентальной плит на территории Предкавказья преобладали условия способствующие растяжению и формированию рифтов в пермо-триасовое время (Восточно-Манычский прогиб) [6]. С наступлением юрского периода в Восточном Предкавказье прогибанием были охвачены Прикумско-Тюленевский вал, Терско-Сунженский антиклинорий и Предгорный Дагестан, где происходило накопление морских осадков. Снос терригенного материала в зону происходил с востока  (Ставропольский свод). В нижнеюрское время активизировалась вулканическая деятельность, о чём свидетельствует наличие в разрезе туфов, туфобрекчия, лавовых покровов и др. Толщины нижнеюрских отложений в Предгорном Дагестане изменяются от 1500 до 4000 м. В среднеюрскую эпоху продолжали преобладать нисходящие колебательные движения, носившие более сложный и дифференцированный характер. Отложения позднеюрского возраста отсутствуют в Восточной и Западной антиклинальных зонах, а также на юго-западе Дагестанского клина. Наибольшего значения угловое несогласие достигло в Предгорном Дагестане, где верхнеюрские и меловые отложения залегают на размытой поверхности нижней и средней юры. В конце позднеюрского времени Восточное Предкавказье было вовлечено в длительное и медленное прогибание, приведшее к морской трансгрессии. Под уровнем моря оказалась почти вся территория Дагестана, исключая восточные районы. На шельфе Каспия накапливались  терригенно-сульфатно-карбонатные толщи [7]. Ставропольский свод и кряж Карпинского были покрыты морем не полностью, поэтому снос материала в седиментационный бассейн происходил оттуда. В пределах Предкавказья с начала датского века наступала регрессия моря. Мегантиклинорий Большого Кавказа возник раньше (конец эоцена) Малого Кавказа (средний олигоцен). На орогенном этапе альпийского цикла происходит воздымание и разрастание по площади обширных зон поднятий, возникших на месте геосинклиналей Большого Кавказа, а также прогибание обрамляющих краевых и межгорных впадин и заполнение их терригенными молассовыми толщами. После разрыва связей между Черноморским и Каспийским бассейнами, который произошёл во второй половине понтического века, их дальнейшее развитие проходило разными путями, что было связано как с различиями их тектонического режима, так и с особенностями климатических условий этих бассейнов. В связи с катастрофическим понижением главного базиса эрозии – зеркала Каспия, реки, стекающие в него с Русской равнины (палео-Волга), с Урала (палео-Урал), с гор Средней Азии (палео-Аму-Дарья), Большого и Малого Кавказа (палео-Чирахчай) и др., выработали себе глубокие каньоны, прорезанные на несколько сотен метров ниже уровня океана [8]. Позднеорогенная стадия геологической истории Прикаспийского региона разделяется на три основные фазы, охватившие поздний сармат. Ареной мощной лавинной седиментации явилась зона Терско-Каспийского прогиба, стремительное погружение которой опережало осадконакопление, что создавало условия для формирования толщ клиноформного строения. С предакчагыльской складчатостью в Предгорном Дагестане связано образование или завершение формирования всех локальных поднятий современного облика. После регионального предакчагыльского перерыва началось интенсивное прогибание и накопление мощной толщи осадков этого возраста, перекрывающих с резким угловым и азимутальным несогласием разные по возрасту подстилающие комплексы. Кроме того, в формировании общей структуры Восточного Предкавказья важную роль сыграли новейшие и современные тектонические движения плиоцен-плейстоценовой эпохи, что имеет весьма важное значение для восстановления условий формирования зон нефтегазонакопления и определения закономерностей размещения скоплений углеводородов [9].В выделенной карбон-пермь-триасовой формации  в тафрогеосинклиналях молодой Скифско-Туранской плиты, формирование коллекторов являющиеся одним из типов нетрадиционных скоплений УВ происходило за счет пенепленизации тафролитов (Сабанаев,2007). Прорыв интрузий и магмы ясно проявился в палеозойское время герцинской складчатости. К началу палеозоя более подвижной была северная часть геосинклинальной области, находящейся в рамках современной эпигерцинской платформы, вследствие чего она быстрее превратилась в жёсткое платформенное основание. Предкавказская область поднятия охватила центральную часть современного Среднего и Южного Каспия. В конце герцинского этапа (пермь-триас) в пределах современного Каспия и прилегающей суши обозначились три крупных геоструктурных элемента: юго-восточная часть Русской платформы, Скифско-Туранская плита и альпийская геосинклинальная область, включающая западную часть Среднего Каспия и весь Южный Каспий. Стратиграфия доюрских отложений в этих структурных элементах в корне отличается друг от друга. К настоящему времени глубокими скважинами вскрыт разрез кристаллического фундамента на ряде площадей и на значительную глубину, обобщение и более углублённое изучение кернового материала позволяет привязывать выступы по фундаменту к глубинным разломам и тафрогеосинклиналям. При графических построениях по кровле доюрских образований и фундамента (скв. 1, 2 Южнобуйнакская, скв. 4 Капиевская, скв. 1 Кумбаторская, скв. 90 Русский Хутор) вырисовывается флексурообразный перегиб субмеридиональной ориентировки, к которому приурочены магматические тела типа даек, штоков (рис. 2.2.). Впервые на возможность их приуроченности к одному массиву обратили внимание Юдин Г.Т., Жабрева П.С. Однако, впоследствии установлено, что гранитные выступы приурочены к разным массивам, расположенным субмеридионально в зоне Комсомольско-Тереклинского глубинного разлома [10]. Возраст соответствует позднетриасовому времени (лейас). Характер распределения трещин в них на восточном и западном блоках разлома указывает на различные скорости осадконакопления и образование тафролитов. В районе Тарумовской площади Смирнова М.Н. по гравиметрическим данным выявила дизъюнктив регионального характера, связанный с южным продолжением Комсомольско-Тереклинского разлома. Таким образом, зона дислокации этого разлома расширяется до 40 км. Комсомольско-Тереклинский глубинный разлом классифицируется как «мантийный» с наибольшей тектонической активностью на этапе альпийского тектогенеза (Белявский Н.А. и др.). Подобные приразломные образования должны быть объектами для пристального изучения стадийности их развития, закономерностей вертикального распространения и связи с распределением нефтяных и газовых месторождений, поскольку они имеют не только практическое, теоретическое, но и народнохозяйственное значение. Изучение тафрогеосинклиналей в платформенной части Восточного Предкавказья необходимо выделить как отдельное направление в геологоразведочном процессе. Разломы, как геологические объекты, характеризуются вполне определёнными закономерностями своего размещения в пространстве. Установлена их связь с положением складчатых зон и систем в геосинклинальной части изучаемой территории. Прослеженные антиклинальные зоны ступенчато погружаются с запада на восток и сочленяются посредством синклинальных прогибов, либо разрывными нарушениями надвигового типа. В этих случаях создаются благоприятные условия для формирования тектонически экранированных залежей нефти и газа. Условия сохранности же в различных зонах могут быть разными, предпочтение при этом следует отдавать более спокойно залегающим погруженным частям тектонических блоков. Поскольку образование УВ происходило в наиболее погруженных частях Терско-Каспийского передового прогиба, то благоприятные ловушки неантиклинального типа могут формироваться на путях миграции нефти и газа, то есть в пределах восточных погружений блоков антиклинальных зон.

 

Кроме того, установлено, что природные  залежи нефти в битуминозных глинах залегают на месте их образования без каких-либо миграционных процессов. В этом и уникальность майкопской толщи в Восточном Предкавказье. Пространственное положение майкопских залежей нефти не контролируется современным структурным планом, не связано с зонами разломов и повышенной трещиноватостью пород, они не имеют краевых и подошвенных вод, обладая аномально высокими поровыми давлениями, характеризуются существенным влиянием горного давления на фильтрацию флюидов. Коллектор не имеет жёсткого скелета и образуется одновременно с формированием нефти и становится покрышкой после извлечения из него нефти. Они имеют значительную мощность (до 2000 м в пределах Дагестанского клина), уменьшаясь до 400 м на север и на юг. В породах майкопской серии содержится огромный объём керогена, который можно преобразоваться в нефть и газ (рис. 2.3.). Необходимы технологии и технические средства для искусственного создания залежей нефти в пластовых условиях недр, при которых можно получить притоки нефти в любой точке распространения майкопских глин независимо от структурных условий. Наиболее эффективная технология преобразования керогена основана на создании мощного электромагнитного поля за счёт гидроразрыва пород закачкой гидрокремнезёма, насыщенного порошком алюминия или раствором перекиси водорода.

 

2.1. Морфологические особенности  нетрадиционных ловушек

 

Поиск нетрадиционных ловушек в  мировой практике относится к  одной из самых трудных задач  нефтяной геологии поскольку для их выявления необходимы новые подходы и методы. Имеется множество схем-классификаций неструктурных ловушек, известны работы, посвящённые различным методам их картирования. [11? 12? 13].

Поиски нетрадиционных ловушек  в нашей стране носят, в основном, прогнозный характер и изучение проблемы развивается в аспекте выявления предпосылок их существования. В то же время возрастающее значение этого вопроса в нефтяной геологии очевидно.

Об актуальности проблемы свидетельствуют  специальные совещания по рассмотрению состояния и перспектив поисков залежей нефти и газа в ловушках этого типа, а также создание специальных опытно-методических полигонов  для их изучения в разных регионах страны: в Поволжье, в Западной Сибири, на Украине, в Средней Азии и на Северном Кавказе.

Проблема создания методик для  выявления нетрадиционных ловушек  далека от разрешения. Необходимо изучить  типы и виды этих ловушек, особенности их распространения по площади и структурным этажам, условия формирования, сохранения, потенциальные возможности и др.,которые являются  критериями для их оценки.

Образование нетрадиционных ловушек  обусловлено большим количеством  литологических, стратиграфических, геоморфологических факторов, действующих на протяжении всей истории геологического развития бассейна. Седиментационные, геоморфологические и структурные обстановки менялись во времени и пространстве и создавали условия, благоприятные для формирования нетрадиционных ловушек.

Многие исследователи полагают, что основная часть нефти и  газа сосредоточена в нетрадиционных ловушках вследствие их образования на начальных стадиях развития седиментационного бассейна.

 

2.1.1. Геологические предпосылки  поисков возможных нетрадиционных  ловушек нефти и газа в пермо-триасовых отложених

 

В последние годы основными направлениями геологоразведочных работ в платформенной части Восточного Предкавказья являются поиски и разведка залежей нефти и газа в пермо-триасовом комплексе. Обобщение полученных данных в результате поискового и разведочного бурения,  а также данных геолого-геофизического изучения разрезов позволило выяснить особенности геологического строения пермо-триасового комплекса, оценить его нефтегазоносность и определить направление дальнейших поисково-разведочных работ.[14, 15, 16].

Пермо-триасовые отложения, составляющие переходный тектонический комплекс, трансгрессивно залегают на глубоко эродированную поверхность палеозойского основания, сложенную метаморфизоваными сланцами и гранитами, которые несогласно перекрываются платформенными глинисто-песчаными образованиями юры и мела. Они характеризуются непостоянством распространения, резким изменением мощностей и состава пород, наличием региональных и локальных перерывов, внутриформационных несогласий. В литофациальном отношении пермо-триасовый комплекс сложен морскими лагунно-континентальными, вулканогенно-осадочными и эффузивными образованиями. Общая мощность их меняется от нуля до 2500 м, что связано с блоковым строением.

Всё это свидетельствует о сложных  палеотектонических условиях развития региона, характеризующихся переходным режимом от геосинклинального к платформенному. Среди многообразных типов пород пермо-триасового комплекса лишь их часть характеризуется высокими фильтрационно-ёмкостными свойствами. К их числу можно отнести трещиноватые и трещиновато-кавернозные известняки и доломиты нефтекумской свиты и анизийского яруса, с которыми связана промышленная нефтегазоносность в Равнинном Дагестане.

Нефтекумская  свита сложена в нижней части  глинистыми  пелитоморфными известняками, которые вверх по разрезу переходят в органогенные известняки. Они распространёны в широтной зоне сочленения Восточно-Манычского прогиба и Прикумского вала, а также на южном склоне последнего и характеризуются изменчивостью состава от чистых разностей известняков на западе (Русский Хутор и др.) до доломитов на востоке (Юбилейное, Кумухское). В результате складкообразования, имевшего место в конце нефтекумского времени, известняки претерпели значительные вторичные изменения, связанные в том числе и с трещиноватостью. Каверны и поры выщелачивания, пустоты вторичной доломитизации, тектонические трещины определяют основные фильтрационно-ёмкостные свойства карбонатных пород нефтекумской свиты. По лабораторным данным общая пористость известняков свиты изменяется от 1,5 до 15 %, средняя 3-5 %, проницаемость, как правило, очень низкая и редко превышает 0,01х10^-3 мкм².