Перспективы нефтегазоносности

Целью настоящего раздела является оценка перспектив нефтегазоносности, которая определяет возможности подготовки новых запасов нефти и газа промышленных категорий. Это актуальный вопрос для региона с более чем 130-летним периодом развития нефтегазовой отрасли. В принципе объем текущих неразведанных ресурсов нефти и газа региона еще достаточно высокий, соответственно, 34 % нефти и 45 % газа от общих начальных суммарных ресурсов. Однако в объеме этих неразведанных ресурсов имеются ресурсы невысокой достоверности (категория Д₂). Например, доля последних в Предкавказье в целом по нефти превышает 25 %, по свободному газу 38 %, а в отдельных районах эти показатели вдвое выше. В общую оценку неразведанных ресурсов УВ входят также очень небольшие по размерам ресурсы, которые рассредоточены по различным комплексам и по значительным по площади территориям. Возможность подготовки в ближайшей перспективе на основе этих ресурсов и малодостоверных ресурсов категории Д₂ новых запасов промышленных категорий проблематична, но они в сумме входят в общий объем неразведанных ресурсов, завышая, тем самым, реальные перспективы нефтегазоносности. Поэтому в ближайшие годы первоочередными объектами поисков новых месторождений нефти и газа будут являться территории и комплексы, содержащие более высокие по объемам, локализованные по площади и достоверные ресурсы углеводородов.

Перспективы нефтегазоносности рассмотрены по 12 субъектам Федерации региона.

Ростовская область (южные районы). Наиболее крупными тектоническими элементами рассматриваемой территории являются Азовский выступ, западные районы Манычского прогиба и кряжа Карпинского, частично здесь расположены Западно-Ставропольская впадина и Ставропольский свод.

Промышленно газоносными комплексами разреза являются палеогеновый, верхнемеловой и нижнемеловой. Что касается неразведанных ресурсов газа, то они отсутствуют в верхнем мелу, но еще имеются в палеогеновом и нижнемеловом комплексах, с уже доказанной продуктивностью, а также в триасовом и палеозойском комплексах с неустановленной продуктивностью.

Обращает на себя внимание значительная доля в объеме неразведанных ресурсов газа малодостоверных ресурсов категории Д₂ - 42,1 %. В первую очередь это относится к ресурсам газа триасовых и палеозойских отложений, перспективы которых на рассматриваемой территории в принципе являются весьма проблематичными. Реально в перспективе для выявления новых месторождений следует ориентироваться на более обоснованные ресурсы (категории С₃ и Д₁ палеогенового и нижнемелового компексов. Неразведанные ресурсы газа являются неглубокозалегающими (до 2-3 км).

Краснодарский край. Рассматриваемая территория характеризуется разнообразием развитых в ее пределах тектонических элементов. В юго-западной части края расположена сложно построенная складчато-блоковая миоге-осинклиналь Северо-Западного Кавказа, к которой с севера примыкает Западно-Кубанский передовой прогиб. Южный борт последнего представляет систему интенсивно дислоцированных антиклинальных складок и только на востоке имеет моноклинальное строение. Осевая часть и северный платформенный борт передового прогиба характеризуются более простым строением, без развития здесь крупных складчатых зон. Тимашевская ступень является транзитной моноклинальной структурой между Западно-Кубанским прогибом и системой антиклинальных складок, расположенных в пределах Каневско-Березанской зоны поднятий, Ирклиевской впадины и южного погружения Азовского выступа. Юго-восточную половину края занимает внутриплатформенная, слабо структурно дифференцированная Восточно-Кубанская впадина, которая на севере граничит с крупным террасовидным уступом, известным как Западно-Ставропольская впадина.

Осадочный чехол в пределах различных тектонических зон имеет свои характерные особенности. В пределах Ирклиевской впадины и Каневско-Березанской зоны поднятий в разрезе мощностью до 3 км присутствуют осадки триаса, нижнего и верхнего мела, палеоцен-эоцена, Майкопа и неогена. За исключением карбонатного верхнего мела, все другие стратиграфические комплексы сложены песчано-глинистыми породами и содержат залежи газа и газоконденсата. В осевой зоне и на северном борту Западно-Кубанского прогиба, где продуктивные комплексы залегают на глубинах до 2,5 км, осадочный чехол сложен преимущественно песчано-глинистыми осадками нижнего (чокрак-меотис) и верхнего (понт-куяльник) неогена.

В разрезе южного борта Западно-Кубанского прогиба нижне-верхненео-геновые отложения также являются нефтегазоносными, но имеют значительно сокращенную мощность. Основной объем осадочного чехла мощностью до 4-5 км здесь занимают преимущественно терригенные породы май-копа и эоцен-палеоцена, которые содержат большинство известных месторождений нефти и газа. Наиболее древними подразделениями в разрезе южного борта являются карбонатные породы верхней юры, также содержащие залежи промышленного значения. В Восточно-Кубанской впадине, где вскрытая мощность осадочного чехла превышает 5 км, в разрезе доминируют песчано-глинистые породы нижней и средней юры, карбонатные осадки Оксфорда (оба комплекса продуктивны) и терригенно-соленос-ный комплекс титон-кимериджа. В разрезе присутствуют также меловые и палеоген-неогеновые отложения, имеющие ограниченную продуктивность.

Неразведанные ресурсы нефти и газа края распределены практически во всех комплексах с доказанной нефтегазоносностью.

Доля низкодостоверных ресурсов категории Д в целом по краю небольшая, по нефти она составляет 18,8 %, газу - 27,7 %. Однако в отдельных тектонических зонах объем этих ресурсов очень высокий. Так, например, в пределах Северо-Западного Кавказа их доля превышает по нефти 57 %, а по газу - 65 %.

Северные районы края являются перспективными преимущественно на газ. Здесь, в пределах Тимашевской ступени, Каневско-Березанской зоны и Западно-Ставропольской впадины, распределено около одной трети всех неразведанных ресурсов газа, в основном, в отложениях неогена и нижнего мела. Остальная территория края является перспективной на нефть и газ. Комплексы неравноценны по объемам неразведанных ресурсов. Так, в неогене и палеогене Западно-Кубанского прогиба сконцентрировано 71,2 % всех наиболее достоверных ресурсов (категории С₃ и Д₁) нефти. Неогеновый комплекс этого же тектонического элемента и юрский Восточно-Кубанской впадины содержат 42 % всех ресурсов газа. Следует отметить достаточно значительный объем ресурсов, залегающих на небольших глубинах (до 3 км). Это 68,9 % нефти, газа - 52,8 %. Среди глубокопогруженных ресурсов (5-7 км) доля нефти 10,1 %, газа - 26,9 %.

Таким образом, исходя из величин неразведанных ресурсов нефти и газа, степени их обоснованности и сравнительно небольших глубин залегания, основным газонефтяным направлением поисков новых месторождений является неогеновый комплекс западной части Западно-Кубанского прогиба и прилегающих районов Тимашевской ступени. Другим нефтяным направлением поисков является миоцен п-ова Тамань и прилегающих районов передового прогиба. Юрские отложения Восточно-Кубанской впадины и южного борта Западно-Кубанского прогиба, несмотря на высокую оценку неразведанных ресурсов газа и нефти, в настоящее время не подготовлены к широкому проведению буровых работ, и к тому же эти ресурсы залегают на глубинах 4-5 км и ниже.

По результатам работ последних лет принципиальные данные, позволяющие более высоко оценивать перспективы нефтегазоносности, получены только по северо-западному борту Западно-Кубанского передового прогиба. Здесь ранее в отложениях карагана-чокрака были открыты Прибрежное и Слад-ковское газоконденсатные месторождения. В настоящее время здесь в этих же отложениях открыты Варавинское, Морозовское и Южно-Морозовское нефтяные месторождения.

Республика Адыгея. На территории Республики расположены отдельными своими частями Адыгейский выступ, осевая зона Западно-Кубанского передового прогиба и юго-западный борт Восточно-Кубанской впадины.

Литолого-стратиграфические разрезы двух последних тектонических зон аналогичны описанным выше для Краснодарского края. В пределах Адыгейского выступа мощность осадочного чехла, залегающего на гранитах палеозоя, превышает 3 км. Наиболее древними по возрасту отложениями в разрезе являются карбонатные породы триаса и терригенно-карбонатные осадки юры. Оба этих комплекса развиты по площади спорадически. Повсеместно в пределах Адыгейского выступа распространены песчано-глинистые породы нижнего мела (основной продуктивный комплекс), карбонатный по составу верхний мел и терригенный комплекс палеоген-неогенового возраста.

Продуктивными комплексами в Республике являются верхний и нижний мел, юра. Неразведанные ресурсы нефти и газа содержатся не только в этих комплексах, но также в неогене, палеогене и триасе.

Неразведанные ресурсы нефти и газа распылены в небольших количествах по разновозрастным комплексам. Относительно повышенные объемы ресурсов содержат юрские (газ и нефть) и нижнемеловые (газ) отложения. Эти комплексы, ресурсы которых залегают на глубинах 3-4 км, могут представлять интерес для поисков новых месторождений.

Ставропольский край. Рассматриваемая территория характеризуется высокой структурной дифференциацией. В ее западной половине расположены Ставропольский свод, Восточно-Ставропольская впадина и Минераловодс-кий выступ. Здесь же находятся отдельные участки Западно-Ставропольской и Восточно-Кубанской впадин. Тектоническими элементами восточной половины края являются Восточно-Манычский прогиб, Прикумская зона поднятий, Ногайская ступень и примыкающая к последней с юга бортовая зона Терско Каспийского передового прогиба.

Наиболее мощные разрезы осадочного чехла (вскрытая мощность более 5 км) развиты в пределах северного борта Терско-Каспийского прогиба и прилегающих частей Ногайской ступени и Восточно-Ставропольской впадины. Здесь, в изученной бурением части осадочного чехла, присутствуют терригенно-галогенно-карбонатные породы верхней юры, известняки и доломиты неокома (продуктивный комплекс). Песчано-глинистые осадки апт-альба сменяются выше по разрезу карбонатной толщей верхнего мела (комплекс продуктивен). Неогеновый и палеогеновый комплексы сложены, в основном, песчано-глинистыми породами, при этом разуплотненные разности глин в нижнем Майкопе и терригенно-карбонатные породы эоцена нередко являются нефтеносными.

Осадочный чехол в пределах Прикумской зоны поднятий и Восточно-Манычского прогиба в среднем имеет мощность до 4-4,5 км. В наиболее полных разрезах последнего на палеозойском фундаменте или пестроцвет-ных породах перми залегают карбонатный по составу нижний триас, терригенно-карбонатный средний триас и вулканогенно-осадочный комплекс верхнего триаса. Юрские песчано-глинистые осадки представлены всеми своими подразделениями. Вышезалегающие породы нижнего и верхнего мела, палеогена и неогена имеют сокращенную мощность относительно аналогичных разрезов на юго-востоке края, но по литологическому составу они идентичны.

Разрезы осадочного чехла Прикумской зоны поднятий отличаются от разрезов Восточно-Манычского прогиба тем, что здесь отложения юры и триаса развиты спорадически. Диапазон промышленной нефтегазоносности в пределах Восточно-Манычского прогиба очень широкий - триас, юра, нижний и верхний мел, эоцен, майкоп, при этом основной продуктивной толщей является нижний мел. В Прикумской зоне поднятий два основных продуктивных комплекса - нижний мел и палеоген. Мощность осадочного чехла Ставропольского свода колеблется от 1,4 (центральная часть) до 2,5-2,8 км (восточный склон). В наиболее полных разрезах присутствуют нижний и верхний мел, палеоген и неоген. За исключением карбонатного верхнего мела, все другие комплексы, сложенные песчано-глинистыми осадками, содержат залежи газа промышленного значения.

Все комплексы осадочного разреза в крае являются промышленно нефтегазоносными и содержат еще неразведанные ресурсы нефти и газа. Последние приурочены к трем основным районам.

Западная часть территории, где расположены Ставропольский свод и отдельные участки Восточно-Кубанской и Западно-Ставропольской впадин, является газоносной. Здесь, в разрезе четырех комплексов (юра, нижний мел, палеоген, неоген) содержатся значительные ресурсы газа, которые залегают на небольших глубинах (до 2-3 км).

Юго-восточная часть края, в тектоническом отношении отвечающая Восточно-Ставропольской впадине, Ногайской ступени и северному борту Терско-Каспийского прогиба, оценивается на нефть и газ. Неразведанные ресурсы последних составляют, соответственно, 42,2 % от общих по краю и 51,2 %. Однако 77,8 % ресурсов газа и 24,4 % ресурсов нефти (юрский комплекс) являются малодостоверными (категория Д₂), залегают, как правило, на значительных глубинах (5-7 км) и по прогнозу могут характеризоваться повышенным содержанием серы. Сероводородсодержащими могут оказаться здесь также почти 50 % ресурсов нефти нижнемелового комплекса. Среди продуктивных комлпексов палеогеновый - единственный в этом районе, имеющий относительно высокие ресурсы нефти, залегающие на глубине до 3 км. Восточно-Ставропольская впадина является приоритетной зоной для проведения геологоразведочных работ (ГРР) на палеогеновые отложения. Здесь распределена половина ресурсов нефти комплекса.

Северо-восточная часть края является основным нефтеносным районом. Здесь в пределах Восточно-Манычского прогиба и Прикумской зоны поднятий распределно 57,8 % ресурсов нефти от общих по краю, при этом более 96 % этой оценки составляют сравнительно достоверные ресурсы, примерно поровну залегающие на глубинах до 3 км и в интервале глубин 3-5 км. В перспективе все эти комплексы могут являться объектами проведения ГРР, поскольку их неразведанные ресурсы распределены на территориях с уже установленной промышленной продуктивностью.

Республика Карачаево-Черкессия. Среди субъектов Федерации региона Республика имеет наименьшую площадь перспективных земель - 1,7 тыс. км²; большую часть территории Республики (88 %) занимают складчатая зона Большого Кавказа, где основные перспективные отложения юры и мела отсутствуют, и северная моноклиналь Большого Кавказа, где эти же комплексы обнажаются на поверхности и в значительной степени эродированы.

Перспективная часть территории связана с северными районами Республики, которые в структурном отношении приурочены к южной половине Беломечетского прогиба, являющегося восточным замыканием Восточно-Кубанской впадины. В осадочном разрезе, мощностью до 2,8 км, присутствуют терригенный комплекс нижней-средней юры и терригенно-карбонатные отложения верхней юры. Эти комплексы развиты неповсеместно, выклиниваясь на северо-западе территории. Меловые и палеоцен-эоценовые терригенно-карбонатные отложения распределены на всей территории Беломечетского прогиба, тогда как преимущественно глинистый майкоп частично размыт.

Поиски углеводородов в пределах перспективной части Республики осуществлялись до середины 70-х годов. Работы были ориентированы на поиски залежей в юрских и нижнемеловых отложениях, но оказались безрезультативными.

Пока территория Республики с ограниченными прогнозными ресурсами газа отнесена к категории низкоперспективных.

Республики Кабардино-Балкария, Северная Осетия и Ингушетия. Республики Кабардино-Балкария, Северная Осетия и Ингушетия рассматриваются совместно, поскольку в тектоническом отношении они расположены в западной половине Терско-Каспийского передового прогиба. В центральной части прогиба развита система высокоамплитудных складок, входящих в состав двух крупных широтно ориентированных антиклинальных зон - Терской (северной) и Сунженской (южной). Эти зоны разделены нешироким, но глубоким прогибом; от альпийской складчатой зоны Кавказа они отделены обширной депрессией. Депрессионные зоны и северный борт прогиба, где фундамент залегает на глубинах 7-9 км, а также северо-западная центриклиналь прогиба (фундамент на глубинах 5 км и несколько ниже), характеризуются невысокой структурной дифференциацией, в отличие от интенсивно дислоцированных Терской и Сунженской антиклинальных зон.

В пределах основных нефтегазоносных зон разрез осадочного чехла, изученный бурением до глубин 5,5 км, начинается карбонатно-соленосными породами верхней юры. Отложения неокома в нижней половине разреза имеют аналогичный состав, но с меньшим развитием солей. Верхняя часть неокомс-кого разреза, а также альб и апт полностью сложены песчано-глинистыми осадками. Вышезалегающие верхнемеловой и палеоцен-эоценовый комплексы представлены различными видами карбонатных осадков. Остальная часть осадочного чехла сложена терригенными породами Майкопа (преимущественно глинистыми) и нижнего неогена (песчано-глинистыми). Все комплексы содержат залежи углеводородов промышленного значения, но основными среди них по категорийным запасам нефти являются верхнемеловой и нижненеогеновый.

Что касается неразведанных ресурсов нефти и газа рассматриваемых республик, то здесь следует отметить следующее.

В Республике Кабардино-Балкарии неразведанные ресурсы нефти и газа невысокие. К тому же в объеме ресурсов на долю малодостоверных приходится по нефти 30 % и газу 36,8 %. Указанные ресурсы оценены в отложениях юры и залегают в интервале глубин 5-7 км. Эти ресурсы в юрском комплексе, а также ресурсы категорий С₃ и Д₍ характеризуются высоким содержанием сероводорода в попутном газе нефтей. Предполагается, что ресурсы газа юры и нижнего мела также сероводородсодержащие.

Основным объектом ГРР тоже является верхнемеловой комплекс, неразведанные ресурсы нефти которого сосредоточены на глубинах около 5 км и составляют 39 % от общих. Однако это направление поисков в настоящее время слабо подготовлено для буровых работ. Фонд подготовленных структур ограничен. ГРР в Республике проводились в небольшом объеме для оценки юрских отложений. Результаты отрицательные, и в целом вопрос о перспективах комплекса в пределах ее территории в настоящее время остается открытым.

В Северной Осетии оценка неразведанных ресурсов нефти и газа также невысокая и малодостоверная (категория Д^). На долю ресурсов, приуроченных к юрским отложениям, приходится по нефти 64 % и газу 86 %. Они залегают на значительных глубинах (5-7 км) и по прогнозу имеют повышенное содержание серы. Высокосернистыми вероятнее всего будут и ресурсы нефти категории Д, юрских и частично нижнемеловых отложений. Ожидается также, что все ресурсы газа этих двух комлпексов будут с высоким содержанием сероводорода.

Таким образом, реальным объектом ГРР в Республике является верхнемеловой комплекс, залегающий на глубинах более 5 км.

В Республике Ингушетия - самая низкая, среди рассмотренных выше республик, оценка неразведанных ресурсов нефти и газа, при этом значительная часть последних, приуроченных к юрским отложениям, является малодостоверной (категория Д₂). По ресурсам нефти на их долю приходится 50 %, газу 66,6 %, но ресурсы глубокозалегающие (5-7 км) и по прогнозу будут иметь повышенное содержание серы. Более достоверные и менее глубоко залегающие ресурсы газа нижнего мела также, по всей видимости, окажутся сероводородсодержащими.

В ближайшей перспективе основным направлением ГРР на нефть в Республике, несмотря на невысокую оценку неразведанных ресурсов, являются отложения верхнего мела, где подготовлен к бурению ряд объектов.

Чеченская Республика. Основным тектоническим элементом на территории Республики является центральная часть Терско-Каспийского передового прогиба. Только на севере Республики отдельными участками в ее пределы заходит Ногайская ступень. Значительную долю передового прогиба занимают высокоамплитудные и интенсивно дислоцированные складки Терской и Сунженской антиклинальных зон. Южнее расположена глубокопогру-женная депрессионная зона (глубина залегания фундамента более 9 км), которая отделяет Сунженскую зону от Черногорской моноклинали, примыкающей к альпийской складчатой зоне Кавказа.

Изученный бурением осадочный разрез центральных районов передового прогиба по мощности, литологическому составу и продуктивности пород близок к разрезу западной части Терско-Каспийского прогиба. Только на северном борту прогиба, где осадочный разрез изучен до глубины 7,5 км, встречены вулканогенно-осадочные породы верхнего триаса.

В Республике высокая доля малодостоверных ресурсов (категория Д₂) -42,8 % по нефти и 67 % по газу. Все эти ресурсы связаны с юрскими отложениями, залегающими, в основном, в интервале глубин 5-7 км. Ресурсы нефти и газа этого комплекса и валанжинских отложений нижнемелового комплекса по прогнозу являются сероводородсодержащими.

Таким образом, в Республике основным объектом ГРР остается верхнемеловой комплекс, ресурсы нефти которого составляют 37 % от общих и распределены на глубинах около 5 км или несколько глубже. Комплекс перспективен также на газ, ресурсы которого составляют 11% от общих. Подчиненное значение как объект поисков имеет нижнемеловой комплекс.

Республика Дагестан. Рассматриваемая территория характеризуется разнообразием развитых в ее пределах тектонических структур. В северных платформенных районах расположены Восточно-Манычский прогиб, Прикумская зона поднятий и Ногайская ступень с глубинами залегания фундамента от 4-5 до 7 км. В южной половине Республики развиты различные тектонические элементы Терско-Каспийского передового прогиба: Сулакский прогиб, представляющий собой осевую, наиболее погруженную (глубина залегания фундамента более 11 км) часть передового прогиба, и структурная зона Южного Дагестана, являющаяся частью крупного и сложно построенного поднятия южного борта прогиба. На севере этого поднятия выделяется Нараттюбинская складчатая зона, надвинутая на южный борт Сулакского прогиба. Глубины залегания поверхности верхнемеловых пород в пределах этой зоны изменяются от 3 до 5 км. Остальная территория Южно-Дагестанской тектонической зоны представляет собой систему антиклинальных и деп-рессионных зон с глубинами залегания верхнего мела от нулевых отметок до 3 км.

Осадочный разрез различных частей Южного Дагестана в принципе идентичен. Кайнозой представлен песчано-глинистым неогеном, преимущественно глинистым Майкопом и мергелисто-известняковыми осадками палеоцен-эоцена. В разрезе мезозоя повсеместно развиты известняки верхнего мела, глинисто-песчаные породы альб-апта, известняково-доломитово-ангидрито-вые осадки неокома и верхней юры, преимущественно аргиллитовая по составу средняя юра. В центральной части территории и на ее юго-востоке отмечается значительная эрозия неогена и нередко в разрезе отсутствуют неоком и верхняя юра. За исключением среднеюрских отложений, все остальные стратиграфические подразделения разреза содержат залежи газа и нефти, на которых главными по масштабам нефтегазонакопления являются неоком-верхнеюрский и верхнемеловой комплексы.

В платформенных районах Республики в осадочном разрезе повсеместно развит глинисто-песчаный по составу неоген, преимущественно глинистые осадки Майкопа, мергелисто-известняковый палеоцен-эоцен, известняки верхнего мела, песчано-глинистый, в базальной части с включением карбонатов, нижний мел. Юрские отложения имеют в основном терригенный состав и только в кровле верхней юры прослеживаются карбонатные прослои. Заканчивается осадочный разрез отложениями триаса - спорадически развитым по площади эффузивно-осадочным комплексом верхнего триаса, терригенно-доломитовыми осадками среднего триаса и карбонатной толщей нижнего триаса. Отложения неогена, палеоцен-эоцена, верхнего мела и верхнего триаса не содержат залежей нефти и газа промышленного значения, за исключением майкопских отложений. Среди продуктивных комплексов основными являлись нижнемеловой и юрский, в настоящее время - нижнетриасовый.

По объему неразведанных ресурсов нефти и газа основным в Республике является Предгорный Дагестан и примыкающие части Сулакского прогиба. Однако следует иметь в виду, что здесь в объеме неразведанных ресурсов очень большая доля приходится на малодостоверные ресурсы категории Д₂. По нефти эти ресурсы составляют 79 %, по газу 35,0 %. При этом их значительная часть (по нефти 63,5 %, по газу 74 %) залегает на больших глубинах (5-7 км). Следует отметить, что основные перспективные комплексы Предгорного Дагестана (верхний и нижний мел, юра), содержащие более обоснованные ресурсы (категории Д₁ и С₃), нередко также залегают на глубинах, превышающих 5 км. В платформенных районах Республики глубокозалега-ющие ресурсы категорий С₃и Д₁ отмечены только в отложениях триаса.

Исходя из величин наиболее достоверных неразведанных ресурсов нефти и газа Республики Дагестан, к объектам ГРР на ее территории можно отнести отложения верхнего и нижнего мела, юры и триаса. Однако подготовленность этих комплексов для проведения поисковых работ различная. Главным направлением работ на нефть в платформенных районах Республики является триасовый комплекс. В Предгорном Дагестане хорошо подготовленным для проведения поисков является верхнемеловой комплекс.

Республика Калмыкия, Астраханская область (южные районы). Основную часть рассматриваемой территории занимает кряж Карпинского, главными структурными элементами которого являются Промысловско-Цубукский вал и Бузгинский блок, приуроченные к наиболее гипсометрически приподнятым его частям (глубины залегания фундамента 1,2-2 км) и Камышанско-Каспийская ступень, объединяющая многочисленные структуры, развитые в пределах южного склона кряжа (глубины залегания фундамента 2,5-2,8 км). Другим тектоническим элементом на территории Калмыкии является Восточно-Манычский прогиб (северная его часть) с глубинами залегания фундамента до 5 км. Юго-западную часть территории, весьма ограниченную по площади, занимает северный склон Ставропольского свода.

Наиболее древним стратиграфическим подразделением, развитым в осадочном разрезе основных нефтегазоносных районов Республики (восточные части кряжа Карпинского и Восточно-Маныского прогиба), является триасовый комплекс. Наиболее полные его разрезы, сложенные карбонатными и красноцветными песчано-глинисто-эффузивными осадками, приурочены к Восточно-Манычскому прогибу. В пределах кряжа Карпинского установлен только красноцветный комплекс триаса, развитый здесь спорадически. Повсеместно породы фундамента или триаса перекрыты песчано-глинистыми осадками юры, продуктивными в основном в пределах Восточно-Манычского прогиба. Вышезалегающий песчано-глинистый комплекс нижнего мела развит по территории и продуктивен повсеместно. При этом, если в пределах Промысловско-Цубукского вала залежи газа и нефти приурочены в основном к отложениям альба, то в других районах кряжа Карпинского нефтегазоносность связана с апт-неокомом. В разрезе присутствуют также карбонатный комплекс верхнего мела, терригенно-карбонатные осадки палеоцен-эоцена и глинисто-песчаный комплекс Майкопа. Следует отметить, что в пределах Промысловско-Цубукского вала последние три комплекса в значительной степени эродированы, вплоть до полного выпадения из разреза. Завершается разрез рассматриваемой территории маломощными песча-но-глинистыми породами неогена.

На рассматриваемых территориях основной объем неразведанных ресурсов нефти и газа составляют высокодостоверные ресурсы категорий С₃ и Д₁ (более 90 %). Ресурсы в основном связаны с юрскими и нижнемеловыми отложениями, которые залегают на глубинах до 3 км (все ресурсы газа и 66 % нефти).

Основными перспективными объектами ГРР остаются нижнемеловые и юрские отложения. Триасовый комплекс - новый перспективный объект, подготовленный для освоения. В смежных районах Дагестана и Ставрополья эти отложения являются промышленно нефтегазоносными.

Роль вторичных преобразований пород верхнего

палеозоя для прогноза нефтегазоносности

нижней части осадочного чехла

Поскольку многие месторождения нефти и газа Предкавказья связаны с трещинными коллекторами, представляют известный практический интерес полученные материалы о трещиноватости отложений орогенного и геосинклинального комплексов пермо-триаса и палеозоя Восточного Предкавказья, которая оказывает существенное влияние на коллекторские свойства.

Многие исследователи придают большое значение трещинам и микротрщинам в породах, считая их основными путями перемещения нефти и газа. Для Восточного Предкавказья Е.С. Волконина выполнила следующие виды исследований.

1. Под микроскопом в шлифах были изучены размеры, типы и генерации микротрещин, характер их взаимоотношений между собой. По методике Е.М. Смехова, проведены подсчеты микротрещинной пористости, проницаемости и густоты микротрещин. Изучение этих параметров проводилось как в обычных шлифах, так и в шлифах большого формата, специально изготовленных для исследования микротрещиноватости пород.

2. Проведено просвечивание под люминесцентной лампой в свежих срезах и пришлифовках образцов, которые были отобраны из скважин, пробуренных на Величаевской, Прасковейской, Курган-Амурской, Русский Хутор, Зимняя Ставка, У рожайненской, Березкинской, Приманычской и других площадях, с целью изучения распределения и структуры битумоидов, характера их свечения в зависимости от генерации трещин. Проводились определения пористости и проницаемости горных пород.

По характеру взаимоотношения, времени и составу минерального заполнения микротрещин в глубокозалегающих отложениях Восточного Предкавказья с известной долей условности можно выделить четыре генерации трещин.

К первой генерации относятся микротрещины наиболее древнего заложения, заполненные кремнисто-кварцевым и кварцевым материалом. Они развиты преимущественно в геосинклинальных образованиях, причем особенно широко распространены в отложениях карбона и верхнего девона. Изредка они встречаются в орогенных отложениях.

Ко второй генерации отнесены микротрещины, заполненные кальцитом. Хотя они прослежены по всему вскрытому скважинами разрезу от пермо-триаса до верхнего девона, но в большинстве случаев более характерны для геосинклинальных образований. В орогенных отложениях кальцитовые микротрещины чаще всего встречаются в двух нижних пачках, имеющих пермский возраст.

Микротрещины третьей генерации заполнены битуминозным веществом. Они установлены как в геосинклинальных, так и в орогенных отложениях, но скорее всего имеют различный возраст, поскольку, по данным люминесцентных исследований, состав битумоидов, выполняющих трещины в геосинклинальных и орогенных толщах, неодинаков (см. ниже). В целом, однако, микротрещины третьей генерации пересекают микротрещины первой и второй генерации, а иногда проходят внутри их, рассекая заполняющий микротрещины кварцевый и кальцитовый материал.

Микротрещины четвертой, самой поздней генерации, являются открытыми или частично заполненными глинистым материалом и битумом. Они зафиксированы, в основном, в орогенном комплексе пород и пересекают под различными углами микротрещины первой, второй и третьей генерации, а нередко проходят внутри их, рассекая кварцевое, кальцитовое и битумное заполнение.

Микротрещины первой генерации. Микротрещины первой генерации развиты, в основном, в песчано-алевритовых отложениях геосинклинального комплекса среднего, нижнего карбона и верхнего девона. Значительно реже они встречаются в залегающих стратиграфически выше породах верхнего карбона - нижней перми, перми и пермо-триаса. Заполненные кварцем микротрещины достигают в длину 10-25 мм, редко более. Они относительно слабо извилистые, затухающие, ширина их колеблятся от 20 мкм до 0,1-0,5 мм. Преобладают микротрещины вертикальные и наклонные под различными углами и плоскости наслоения.

Микротрещины второй генерации. Микротрещины этой генерации, заполненные, как уже указывалось выше, кальцитом, наибольшим развитием пользуются в верхней части разреза геосинклинальных отложений (верхний карбон - нижняя Пермь) и в орогенных образованиях перми и пермо-триаса. Эти трещины располагаются горизонтально и под разными углами к слоистости пород. В отличие от предыдущих, трещины второй генерации довольно широко распространены и в карбонатных образованиях, при этом их морфология в значительной степени зависит от структуры пород. Так, в оолитовых и органогенно-детритовых разностях известняков кальцитовые микротрещины обычно короткие (4-6 мм), характеризуются слабой извилистостью, ширина их достигает 40-50 мкм. В пелитоморфных известняках микротрещины в основном прямолинейные, шириной до 20 мкм. В песчано-алевритовых породах кальцитовые микротрещины достигают в длину 10-15 мм, реже более. Они относительно слабо извилистые, затухающие, шириной от 20 мкм до 0,15 мм.

Микротрещины третьей генерации. Среди орогенных отложений микротрещины третьей генерации, заполненные, как уже указывалось, битуминозным веществом, пользуются широким распространением, особенно в песчано-алевритовых разностях пород. Микротрещины очень извилистые и, как правило, наклонены под разными углами к плоскости слоистости. Выполняющие микротрещины битумоиды под люминесцентным микроскопом характеризуются светло-голубыми, светло-желтыми, а местами, вдоль стенок микротрещин и в центральных частях, - темно-желтым и ярко-голубым свечением.

Среди карбонатных пород битумоиды, выполняющие микротрещины, люминесцируют светло-голубыми и светло-желтыми тонами. Наиболее густая сеть битумных микротрещин характерна для пятнисто-перекристаллизованных пелитоморфных комковатых и оолитово-детритовых доломитизирован-ных известняков. Трещины характеризуются большой извилистостью, часто ветвятся, то расширяются, то сужаются, образуя пережим. Местами они оконтуривают остатки раковин. Их раскрытость колеблется от 4-6 до 14-15 мкм. Иногда микротрещины неполностью заполнены битумом, который в этих случаях концентрируется вдоль стенок.

Следует отметить также широкое развитие в карбонатных породах стило-литов, выполненных глинистым и битуминозным веществом; ширина стило-литов нередко достигает 0,02-0,06 мм (Величаевская площадь, скв. 13, интервалы 3915-3918, 4070-4074 м; Урожайненская, Прасковейская, Зимняя Ставка, Русский Хутор, Колодезная и другие площади). Эти трещины и стилолиты, наряду с открытыми микротрещинами, могут служить путями миграции флюидов.

Битуминозные микротрещины часто пересекают кальцитовые и кварцевые, а нередко располагаются внутри их, обуславливая трещиноватость кварцевого и кальцитового выполнения трещин первой и второй генераций. Чаще такие явления наблюдаются в песчано-алевритовых породах, где средняя густота битумных микротрещин достигает 50-60 ед/м, несколько реже в карбонатных: здесь густота характеризуемых микротрещин составляет 30-40 ед/м.

В аргиллитах микротрещины третьей генерации встречаются несколько реже (их густота не превышает 25-30 ед/м), хотя сами породы обильно насыщены пятнистыми скоплениями светло-желтого и желтовато-коричневого битумоида и остатками измененного растительного детрита. Трещины прямолинейные, располагаются преимущественно горизонтально. Длина их составляет 6-20 , иногда 25 мм.

В геосинклинальных образованиях битумные микротрещины характеризуются большой извилистостью и часто пересекаются между собой. Часть их располагается по сланцеватости пород, а другая - пересекает ее под разными углами. По наблюдениям на Курган-Амурской (скв. 1, интервал 3710-3720 м), Величаевской (скв. 13, интервал 4205-4206 м), Зимняя Ставка (скв. 75), Ортотюбинская (скв. 1 - параметрическая) и других площадях, микротрещины, имеющие длину от 5 до 15 мм и более, ширину 8-12, реже 20 мкм, заполненные битумоидом черного и темно-коричневого цветов, пересекаются серией тонких микротрещин, шириной 4-6 мкм, выполненных битумоидом светло-желтого и голубоватого свечения. Иногда эти микротрещины рассекают центральные и близконтактные с вмещающими породами части микротрещин, заполненных черным битумоидом. Приведенные материалы свидетельствуют о наличии по меньшей мере, двух разностей битумных микротрещин, различающихся как по возрасту, так и по составу заполняющих их битумов.

Микротрещины четвертой генерации. Микротрещины четвертой генерации открытые. Они установлены во всех литологических разностях пород орогенного комплекса, но наибольшей густоты достигают в доломитизированных известняках, мергелях и аргиллитах. Микротрещины характеризуются слабой извилистостью и разветвленностью, как правило, под разными углами наклонены по отношению к слоистости, часто пересекаются между собой и секут микротрещины, заполненные карбонатным материалом и битумоидами, что и дает основание считать их более молодыми образованиями. Открытые микротрещины обычно узкие: ширина их колеблется от 6 до 10 мкм, редко она достигает 12-16 мкм.

Как показало изучение шлифов керна скв. 13 на Величаевской, 5 и 17 - на Урожайненской площадях и скв. 8, 75 - на площади Зимняя Ставка, трещины в известняках, по мере обогащения их глинистым материалом, приобретают прямолинейность с одновременным увеличением густоты. В тех же скважинах и в скв. 8 на площади Русский Хутор установлено, что в детритовых органогенно-комковатых известняках микротрещины в разных направлениях пересекают остатки раковин и измененной растительной ткани. В детритовых известняках микротрещины короткие (4-6 мм). Они слабо извилистые или прямолинейные, затухающие, располагаются чаще всего параллельно слоистости, реже под небольшим углом к ней. Длина их колеблется от 2 до 30 мм, иногда более, раскрытость не превышает 16 мкм. Нередко микротрещины пересекают скопления измененного растительного детрита и пятна битуминозного вещества.

В песчаниках и алевролитах встречаются системы вертикальных, горизонтальных и наклонных под разными углами к слоистости открытых трещин. Они характеризуются большой извилистостью, разветвленностью и кулисообразным сочленением между собой. Нередко они рассекают обломочные зерна, пятнистые скопления битумоидов и растительного детрита, иногда же огибают их. Длина микротрещин колеблется от 2-3 до 20 мм, раскрытость их в среднем составляет 8, местами достигает 25 мкм.

Литолого-петрографические исследования орогенного комплекса перми и пермо-триаса Восточного Предкавказья показали, что широко развитые в его составе известняки, как правило, в разной степени доломитизированы, при этом наиболее интенсивные процессы доломитизации, по наблюдениям на площадях Русский Хутор, Зимняя Ставка, Урожайненская, Восточная, Прасковейская и Величаевская, имеют место в пелитоморфных, комковатых и оолитово-детритовых разностях известняков. Процессы доломитизации, сопровождающиеся неравномерной перекристаллизацией пород, приводят к неравномерному их уплотнению, к формированию неоднородной структуры, к почти полной ликвидации первичной пористости, к перекристаллизации форменных остатков в органогенно-детритовых и оолитовых разностях известняков (скв. 8, Зимняя Ставка и др.). Вместе с тем, эти процессы, в сочетании с явлениями выщелачивания и растворения под воздействием циркулирующих по трещинам и стилолитовым швам вод, способствуют возникновению на отдельных участках доломитизации благоприятных условий для образования пустот между зернами доломита, развития межзерновой пористости и формирования сети микротрещин, что существенно повышает пористость и проницаемость карбонатных пород. О широком развитии трещиноватости и пустот свидетельствуют имевшие место в процессе бурения поглощение глинистого раствора и провалы инструмента. Видимо, суммой этих факторов и объясняется приуроченность к упоминавшимся разностям известняков промышленных залежей нефти на площадях Зимняя Става и Совхозная, причем на Зимней Ставке, как это установлено в интервале 3520-3618 м скв. 8, высота залежи нефти достигает 96 м. Притоки нефти или воды с нефтью были получены также и на других площадях.

Наиболее широко поры выщелачивания распространены на контактных зонах карбонатных и терригенных песчано-алевритовых пород, или на контактах известняков различной структуры, например, между мелкозернистыми пелитоморфными и оолито-детритовыми разностями.

Проведенные исследования показали, что основные емкостные свойства известняков и доломитов создаются за счет пор и пустот, образовавшихся в результате процессов перекристаллизации и выщелачивания, а также за счет развития микротрещин, обусловленного главным образом тектоническими подвижками. В случае возникновения тектонических напряжений трещины возникают в первую очередь именно на участках доломитизированных пород, характеризующихся неравномерной раскристаллизованностью.

По материалам скв. 13 Величаевской (интервалы 3540-3549; 3915-3918 м), известняки в этом районе на 20-30 % доломитизированы, при этом участки доломитизации, располагающиеся неравномерно по полю развития карбонатных пород, имеют светлую окраску и сложены плотно прилегающими друг к другу ромбовидной и неправильной формы зернами, размером 0,05-0,07 мм, между которыми местами наблюдаются мелкие поры диаметром от 0,02 до 0,07 мм.

Однако процессы доломитизации проявляются по-разному в зависимости от состава карбонатных пород. Так, в зонах распространения комковатых пелитоморфных известняков, имеющих, как это установлено на Зимне-Ставкинской, Колодезной, Величаевской и Прасковейской площадях, темную окраску, в результате неравномерной, пятнистой доломитизации создается как бы сетчатоподобная структура. Мелкие поры (диаметром 0,04 мм), располагающиеся между ромбовидными и неправильной формы зернами доломита, размерами 0,02-0,08 мм, иногда соединены между собой тонкими короткими микротрещинами. Процент открытой пористости колеблется от 6,4 до 8,2 %, проницаемость - от 15 до 30 мД.

В оолитово-детритовых разностях известняков, по наблюдениям в Величаевской (скв. 13), Затеречной (скв. 1), Зимняя Ставка (скв. 6, 8, 75), Уро-жайненской (скв. 5), Арбалинской (скв. 2), Русский Хутор (скв. 90) и Прасковейской (скв. 42) площадях, доломитизации подверглись остатки раковин и оолитов. В межооидных пространствах и в ядрах оолитов развиты удлиненные и округлые поры (интраформенные), соединенные между собой короткими (0,02 мм) поровыми каналами. На стенках открытых пор часты примазки битумоида, люминисцирующего в голубовато-желтых цветах. Процент открытой пористости достигает 12,8 %, а проницаемость изменяется от 36 до 50 мД.

Однако в разрезе имеются пласты и с более высокими значениями проницаемости, достигающими, по данным Н.П. Фурсовой и др., - 3160 мД.

Замеры открытых пор показали, что размеры пор колеблются от 0,04 до 0,08 мм. Микротрещинная пористость варьирует от 0,03 до 0,06 %, а микротрещинная проницаемость - 0,6 мД. Произведенные подсчеты количества пор в известняках, соединенных поровыми каналами, показали, что они составляют от 0,2 до 2,0-3,0 %.

В глинистых известняках и мергелях средние значения густоты открытых микротрещин достигают 135 ед/м, в то время как в чередующихся с ними доломитизированных пелитоморфных и оолитово-детритовых разностях известняков они не превышают 90 ед/м.

Из приведенных материалов видно, что развитие микротрещиноватости, межзерновой пористости, а в конечном итоге и коллекторские свойства карбонатных пород в большей степени зависят от их вещественного состава и характера вторичных преобразований. Если процессы доломитизации способствуют, в основном, формированию межзерновой пористости и, в меньшей степени, микротрещиноватости, то присутствие в известняках определенного процента преобразованного глинистого материала способствует возрастанию густоты микротрещин.

В отложениях орогенного комплекса вниз по разрезу наблюдается постепенное возрастание интенсивности вторичного минералообразования с одновременным изменением структурных особенностей пород. На этапе среднего катагенеза, как уже отмечалось, это благоприятно сказывается на формировании коллекторских свойств отложений за счет процессов доломитизации и частичной перекристаллизации глинистых минералов, поскольку на этом этапе процессы растворения и разрастания зерен кварца и полевых шпатов с образованием регенерационных каемок и кристаллических агрегатов, заполняющих поровое пространство, еще не получили широкого развития.

Раскристаллизация тонкочешуйчатой и пелитовой массы цемента в чешуйчато-пластинчатые агрегаты, по мнению ряда исследователей, способствует высвобождению пространства, за счет чего увеличиваются емкостные свойства пород. Это явление отмечено на Прасковейской, Величаевской, Зимней Ставке, Русский Хутор, Урожайненской и других площадях, где доломитизированные оолитово-детритовые известняки и песчаники характеризуются сравнительно высокими значениями пористости и микротрещиноватости.

Фильтрационная способность карбонатных пород обуславливается трещинной проницаемостью, при этом повышенной трещинной проницаемостью обладают доломитизированные глинистые известняки, приуроченные к сводам локальных поднятий и к приразломным зонам. В этих зонах породы испытывали максимальные тектонические напряжения, способствовавшие образованию в них интенсивной трещиноватости.

На заключительном этапе позднего катагенеза происходят более глубокие преобразования глинистых минералов и получают широкое развитие явления растворения и регенерации зерен кварца и полевых шпатов с образованием конформных и никорпорационных структур. Кроме того, под влиянием давления вышележащих толщ происходит сближение зерен упомянутых выше минералов. В совокупности эти явления приводят к ухудшению коллекторских свойств отложений.

Открытая пористость песчано-алевритовых пород на этапе среднего катагенеза колеблется от 8 до 17 %, проницаемость - от 6,7 до 17,3 мД. На этапе позднего катагенеза пористость этих же разностей пород уменьшается до 5-6 %, проницаемость - до 0,3-3,0 мД. Происходит также уменьшение значений микротрещинной пористости от 0,06 до 0,02 %, микротрещинной проницаемости от 0,5 до 0,2 мД, густоты открытых микротрещин - от 55 до 35 ед/м.

Анализ материалов о распределении микротрещиноватости и пористости по разрезу скважин, проведенный на площадях Русский Хутор (скв. 8), Уро-жайненская (скв. 5), Величаевская (скв. 13), Зимняя Ставка (скв. 6, 8, 24, 75), Прасковейская (скв. 42) и т.д., показал, что в отложениях перми и пермо-триаса имеет место чередование зон с повышенной и пониженной пористостью и микротрещиноватостью. Первые зоны, как правило, приурочены к пластам доломитизированных оолитово-детритовых и глинистых известняков, среднезернистых песчаников и крупнозернистых алевролитов, вторые -к пластам пелитоморфных известняков.

Весьма интересен также характер изменения микротрещиноватости вниз по разрезу органогенных и геосинклинальных отложений. Если в верхней части комплекса орогенных отложений направление и морфология находятся в зависимости от литологии пород и особенностей их вторичных преобразований, то в более глубоких частях его и в геосинклинальных образованиях эта закономерность не выдерживается: здесь с глубиной увеличивается количество вертикальных микротрещин и возрастает густота и ширина микротрещин, заполненных кальцитом и кварцем. Эти различия объясняются, в основном, воздействием значительных текстурно-структурных преобразовании в породах, что приводит как к ухудшению, так и к улучшению их кол-лекторских свойств. Широкая сеть кальцитовых трещин, внутри которых содержатся битумные и открытые трещины, указывает на наличие ослабленных зон, которые при определенных условиях могут явиться путями перемещения флюидов.

Таким образом, проведенные работы по изучению параметров микротре-щиноватости и микропористости позволили выделить в составе пермо-триа-сового комплекса два типа коллекторов: порово-трещинный и трещинный. Первый тип коллекторов связан с доломитизированными органогенными и органогенно-обломочными известняками, песчаниками и алевролитами, второй - главным образом с глинистыми разностями известняков.

В допермских отложениях Восточного Предкавказья развиты в основном трещины первой и второй генерации, заполненные кварцем и кальцитом. Трещины третьей генерации, выполненные битумоидом, и четвертой генерации - открытые, имеют ограниченное распространение. Относительно повышенной трещиноватостью характеризуются участки, осложненные разрывными нарушениями, и особенно зоны пересечения разломов.

Кварцевые и кальцитовые микротрещины имеют ширину до 0,05-0,2 мм. Густота их в кварцитовидных песчаниках составляет 180-300 ед/м, в сланцах - 100-120 ед/м. Трещины образуют сложную пересекающуюся систему, имеющую в целом вертикальную ориентировку, при этом наиболее широкие микротрещины, как правило, соединены между собой сетью коротких и узких (до 4 мкм) микротрещин.

Чаще всего они развиты внутри кальцитовых микротрещин, где рассекают прожилки кальцита; иногда же под разными углами открытые микротрещины полностью пересекают микротрещины, заполненные кальцитом и кварцем. Длина открытых микротрещин колеблется от 3 до 8 мм, ширина не превышает 6-10 мкм, а густота достигает 20-30, редко 50-60 ед/м. Микротрещинная проницаемость низкая (0,1 мД). Это хорошо согласуется с результатами лабораторных анализов образцов керна скважин. По данным этих анализов, на Курган-Амурской площади (скв. 1, 7, интервалы 3711-3720, 3728-3731, 3745-3751 м) пористость пород изменяется от 2,3 до 3,4 %, проницаемость - от 0,8 до 3 мД. Аналогичные значения установлены для геосинклинального комплекса и на других площадях.

Низкие показатели пористости и проницаемости объясняются как особенностями литологического состава пород, так и степенью их вторичного преобразования, отвечающей, как уже неоднократно указывалось ранее, стадии метагенеза. Песчано-алевритовые разности пород верхнего карбона -нижней перми (аргиллитово-сланцевая пачка) и среднего карбона характеризуются высоким содержанием аутигенных минералов, существенно изменяющих как структурные соотношения между обломочными зернами, так и цементирующую массу пород. Давление вышележащих отложений, высокие температуры, поровые растворы и тектонические напряжения вызывают развитие структур растворения, образование на зернах кварца и полевых шпатов регенерационных каемок, а в межзерновых пространствах - образование кристаллических агрегатов кварца и, реже, полевых шпатов.

В совокупности эти процессы ведут к сокращению поровых пространств, и, следовательно, к ухудшению коллекторских свойств пород геосинклинального комплекса. При этом, в отложениях нижнего карбона и верхнего девона, вторичные изменения в которых характеризуются еще более высокой степенью, по сравнению с породами верхнего карбона - нижней перми, регенерационные каемки составляют, в среднем, уже 7—9 % от общей массы обломочного материала, а в полевошпатовых разностях песчаников и алевролитов иногда достигают 16 %. Это ведет к превращению отдельных прослоев песчаников и алевролитов в крепкие кварцитовидные образования и к резкому снижению их пористости и проницаемости. Подобные факты установлены на площадях Курган-Амурской, Песчанокопской, Ипатовской и др.

Из вышеприведенного видно, сколь существенное влияние на коллекторские свойства оказывают катагенетические преобразования обломочных зерен кварца, полевых шпатов и цементирующей массы. Увеличение интенсивности этих процессов, как правило, ведет к резкому ухудшению пористости и проницаемости пород. Но, в то же время, наличие окварцованности, придающее породам хрупкость, вероятно, способствует развитию в этих породах открытой микротрещиноватости, хотя и низкой. Этот фактор был отмечен, в частности, в керне Ипатовской скв. 1, где густота микротрещин местами достигает 60 ед/м. Об ухудшении коллекторских свойств вниз по стратиграфическому разрезу свидетельствуют и результаты изучения характера межзерновых контактов кварца и полевых шпатов в полевошпато-во-кварцевых среднезернистых песчаниках разного возраста. Они показали, что в орогенных отложениях на Величаевской площади (скв. 13, интервал 3970-4070 м), Зимняя Ставка (скв. 75, интервал 3920-3927 м) и других контакты короткие, иногда точечные, а в геосинклинальных образованиях (Величаевская скв. 13, интервал 4203-4205 м; Курган-Амурская скв. 7, интервал 3740-3751 м; Песчанокопская опорная скв. 1, интервал 2695-2698 м; Ипатовская опорная скв. 1, интервал 2303-2313 м; Степновская скв. 2, интервал 4707-4710 м и др.) - удлиненные, зазубренные, шиловидные, благодаря широкому развитию структур растворения и образования регенерационных каемок, что, в конечном итоге, резко ухудшает параметры пористости и проницаемости пород.

Следует отметить, что процессы растворения и образования регенерационных каемок имеют место уже в нижних пачках орогенного комплекса (площади Колодезная, скв. 27; Зимняя Ставка, скв. 75, интервал 4079-4087 м), т.е. ухудшение коллекторских свойств начинается с отложений перми и прогрессивно продолжается вниз по разрезу.

В заключение характеристики микротрещиноватости изученной части разреза органогенных и геосинклинальных отложений Восточного Предкавказья можно сделать следующие выводы.

1. В отложениях пермо-триаса форма и простирание микротрещин имеют тесную связь с литологическим составом пород и характером вторичных преобразований. В нижней части разреза на трещиноватость оказывает воздействие стресс.

2. Вследствие развития процессов метагенеза, коллекторские свойства пород низкие. Тем не менее, наличие, хотя и небольшого количества открытых микротрещин, в том числе и внутри микротрещин, заполненных кальцитом и кварцем, создает некоторые предпосылки для движения флюидов.

3. В составе органогенных отложений пермо-триса и перми развиты порово-трещинные и трещинные коллекторы, в геосинклинальных - только трещинные.

4. Исходя из изложенных выше особенностей вторичного преобразования пород, определенные перспективы в нефтегазоносном отношении можно связывать главным образом с породами орогенного комплекса перми и пермо-триаса.

Однако последние результаты бурения на кряже Карпинского показали, что и каменноугольные породы могут иметь достаточно высокие физические

свойства и также могут рассматриваться как перспективные для поисков залежей нефти и газа.

Пути повышения эффективности

геологоразведочных работ

В последние несколько лет эффективность работ по подготовке запасов нефти и газа промышленных категорий на Северном Кавказе невыскокая. По удельным приростам запасов нефти на 1 м проходки она не превышает 25-30 т/м, и в перспективе не приходиться рассчитывать на существенный всплеск эффективности ГРР, поскольку объективно геологическая ситуация не дает для этого оснований.

Лимит крупных по ресурсам перспективных объектов к настоящему времени исчерпан.

Малоразмеренность поисковых объектов в принципе не является сдерживающим фактором в открытии новых месторождений, учитывая успешную практику работ с подобными объектами (успешность открытий до 30 %). Трудности поисков в том, что существенно усложнилось геологическое строение поисковых объектов.

Традиционные объекты поисков - антиклинальные структуры в числе подготавливаемых в последние годы составляют половину. Амплитуда большинства этих ловушек находится на пределе разрешающей возможности метода общей глубинной точки (МОГТ) - от 5 до 10—20 м. Остальные объекты - это сложно построенные ловушки, образованные выклиниванием маломощных песчано-алевролитовых, в основном майкопских, юрских и нижнемеловых, пластов и горизонтов в пределах слабовыраженных структур и спорадически развитые атектонические ловушки в зонах разуплотнения или микротрещинноватости глинистых и карбонатных пород нижнего Майкопа, эоцена, верхнего мела и триаса.

Таким образом, малоразмерность поисковых объектов и сложный характер их геологического строения являются объективными факторами, осложняющими поиски новых, небольших по запасам месторождений, близких к открываемым за последние годы.

Несмотря на сложившуюся недостаточно благоприятную ситуацию с эффективностью проводимых работ, в регионе осуществляются или могут быть рекомендованы к реализации следующие мероприятия, способствующие некоторому повышению или стабилизации эффективности ГРР.

Выбор поисковых направлений, в разрезах которых содержится концентрированная оценка углеводородов. В Ставрополье такими комплексами, например, являются юрско-нижнемеловой Восточно-Манычского прогиба и Прикумской зоны поднятий, палеоген-верхнемеловой Прикумской зоны поднятий и Восточно-Ставропольской впадины, нижнетриасовый Восточно-Ставропольской впадины и Восточно-Манычского прогиба и Прикумской зоны поднятий. Все остальные ресурсы нефти (41 % от общих по краю) распределены в небольших количествах по разрезу стратиграфических комплексов пород в пределах Восточно-Ставропольской впадины, Ногайской ступени и Терско-Каспийского прогиба, при этом по юрским отложениям этих тектонических элементов почти все ресурсы нефти и вся оценка по газу относятся к наименее достоверным ресурсам группы Д₂.

На западе региона (в основном Краснодарский край) приоритетными поисковыми направлениями являются понт-меотис и миоцен Западно-Кубанского прогиба. Остальные направления (юра - нижний мел Западно-Кубанского прогиба и юра подсолевая Восточно-Кубанской впадины) имеют подчиненное значение.

Концентрация всех видов ГРР на приоритетных поисковых направлениях. Этой тактике работ в регионе придерживаются постоянно. Геофизические работы сосредоточены именно на территории развития наиболее перспективных комплексов. Из находившихся в бурении в период 1988-1999 гг. перспективных площадей 85 % были подготовлены на приоритетных направлениях. Аналогичная ситуация отмечается и с размещением объемов глубокого бурения. Основной метраж постоянно размещается на приоритетных направлениях поисков. Из общего пробуренного объема за весь период работ на последних было реализовано более 90 % поисково-разведочного метража.

Повышение уровня локального прогноза нефтегазоносности. Несмотря на то, что ГРР ориентированы на поиски месторождений в разрезах приоритетных направлений и основные объемы ГРР также реализуются на этих направлениях, уровень эффективности подготовки запасов промышленных категорий остается невысоким. Не исключено, что на результативность поисков оказывают влияние такие факторы, как, например, неподтверждение перспектив того или иного направления, или некондиционность подготовки посковых объектов как ловушек.

Первый фактор для районов распространения, приоритетных по перспективным комлпексам, врядли имеет существенное значение, так как поиски ведутся на объектах, подготовленных по отложениям с установленной продуктивностью и чаще всего находящихся в ареале земель, где уже выявлены месторождения. Что касается кондиционности подготовки ловушек, то здесь ситуация несколько иная. Приведем для примера Ставрополье. Здесь за период 1988-1992 гг., когда еще осваивались в крае значительные объемы ГРР из перспективного фонда, находящегося на балансе приоритетных поисковых направлений северных районов края (юра - нижний мел, палеоген -верхний мел, нижний триас) выведено 37 объектов, в том числе 12 переведены в категорию месторождений, а на 25 площадях ресурсы списаны как неподтвердившиеся бурением. Это свидетельствует о том, что вопрос надежности подготовки ловушек является весьма актуальным, причем по всем трем приоритетным направлениям. Пути решения этого вопроса достаточно тривиальны - повышение технического уровня проводимых сейсмических работ: совершенствование методических основ интерпретации материалов МОГТ и ГИС для прогнозирования коллекторов трещинного типа и более углубленная проработка геолого-геофизических материалов по определяемым объектам. Нельзя не отметить, что работы в этом направлении ведутся. Методом пространственной модификации сейсморазведки уже подготавливаются поисковые объекты.

Повышение эффективности работ при более высоком уровне кондиционности подготовки ловушек несомненно должно отразиться на еще одном важном показателе - коэффициенте перевода ресурсов категории С₃ в запасы промышленных категорий. Этот показатель в Ставрополье ниже, чем в Чечено-Ингушетии (0,3) и Дагестане (0,25). В среднем он составляет 0,13, при этом по нижнетриасовым отложениям он достигает 0,1, юре - нижнему мелу 0,12 и палеогену - верхнему мелу 0,15. Повышение значений этого показателя может быть достигнуто при условии корректности выполняемых подсчетов ресурсов категории С₃ на подготавливаемых площадях. Критерием оценки достоверности подсчетов ресурсов может являться коэффициент подтверждаемости последних на вновь открываемых месторождениях. По этому показателю лидируют Чечено-Ингушетия (1,0) и Дагестан (0,88). В Ставропольском крае аналогичный показатель составляет 0,7, изменяясь по приоритетным поисковым направлениям от 0,69 (юра - нижний мел) до 0,73 (палеогегн - верхний мел). Таким образом, при более объективном подходе к подсчету ресурсов категории С₃ величина последних была бы ниже, а коэффициент перевода ресурсов в целом имел бы более высокое значение.

В повышении эффективности ГРР на востоке региона определенную позитивную роль могут сыграть научно-исследовательские обобщения накопленного геолого-геофизического материала. Прежде всего это касается тематики по выявлению закономерностей распространения по площади пород-коллекторов.

Исследования по указанной тематике весьма актуальны, если иметь в виду, что из общего числа выведенных из бурения с отрицательными результатами ловушек в 40 % из них отсутствуют поровые или трещинные коллекторы или последние обладают очень низкими фильтрационно-емкостными свойствами.

В целом, из анализа приведенных выше мероприятий, способствующих повышению эффективности ГРР в регионе, следует, что успешное решение этой задачи, прежде всего будет зависеть от уровня локального геолого-геофизического прогноза нефтегазоносности. Только при условии надежности подготовки ловушек и обоснованности прогноза по развитию коллекторов можно изменить ситуацию с подготовкой запасов промышленных категорий.