Научная статья на тему 'К проблеме газонефтеразведки на южном склоне Украинского щита'

К проблеме газонефтеразведки на южном склоне Украинского щита Текст научной статьи по специальности «Науки о Земле и смежные экологические науки»

CC BY
453
46
i Надоели баннеры? Вы всегда можете отключить рекламу.
Ключевые слова
НЕФТЬ / ГАЗ / ЗАПАСЫ / АКТИВНЫЙ ВОДООБМЕН

Аннотация научной статьи по наукам о Земле и смежным экологическим наукам, автор научной работы — Краюшкин В.А., Гусева Э.Е., Науменко У.З., Черниенко Н.Н., Шевченко Н.Б.

Около 1,3 трлн м3 нефти и почти 14 трлн м3 природного газа открыто на вос/ точном склоне Бразильского щита, северном склоне Гвианского и западном скло/ не Канадского в условиях активного водообмена. Нечто подобное существует и на южном склоне Украинского щита: здесь расположены Азовское (Ростовское), Екатериновское, Кущевское, Обуховское, Приазовское, Синявское и Тузловское газовые месторождения. Они имеют около 43,5 млрд м3 природного газа в ак/ тивно водообменных земных недрах и, в целом, свидетельствуют об успешности будущей газонефтеразведки в подобных гидродинамических условиях.

i Надоели баннеры? Вы всегда можете отключить рекламу.
iНе можете найти то, что вам нужно? Попробуйте сервис подбора литературы.
i Надоели баннеры? Вы всегда можете отключить рекламу.

Текст научной работы на тему «К проблеме газонефтеразведки на южном склоне Украинского щита»

Полезные ископаемые

В.А. Краюшкин1, Э.Е. Гусева1,

У.З. Науменко1, Н.Н. Черниенко1, Н.Б. Шевченко2

1 Институт геологических наук НАН Украины, Киев

2 ЦГГИ ПАО «Укрнафта», Киев

К ПРОБЛЕМЕ ГАЗОНЕФТЕРАЗВЕДКИ

НА ЮЖНОМ СКЛОНЕ УКРАИНСКОГО ЩИТА_

Около 1,3 трлн м3 нефти и почти 14 трлн м3 природного газа открыто на восточном склоне Бразильского щита, северном склоне Гвианского и западном склоне Канадского в условиях активного водообмена. Нечто подобное существует и на южном склоне Украинского щита: здесь расположены Азовское (Ростовское), Екатериновское, Кущевское, Обуховское, Приазовское, Синявское и Тузловское газовые месторождения. Они имеют около 43,5 млрд м3 природного газа в активно водообменных земных недрах и, в целом, свидетельствуют об успешности будущей газонефтеразведки в подобных гидродинамических условиях. Ключевые слова: нефть, газ, запасы, активный водообмен.

Южноукраинская моноклиналь — это крупная кратогенная область мезозойско-кайнозойского континентального и морского осадконакопления на южном склоне Украинского щита (УЩ), горные породы которого слагают ее кристаллический фундамент (КФ). Моноклинальная, наклоненная на юг поверхность КФ несет следы палеоэрозии и палеоденудации, меридиональных и широтных глубинных разломов и осложняется впадинами и депрессиями, например, Генической, Гуляйпольской, Конкско-Ялынской, Скадовской, Херсонской и др. [5]. Размещение здесь геофизических работ по выявлению и подготовке перспективных площадей к нефтегазопоисковому бурению, его объемы и глубина нацеливались на поиски газовых и нефтяных залежей в антиклиналях при застойном режиме пластовых вод в их недрах. В то же время открытие при бурении на пресную воду в 1987 г. на глубине 83—138 м Приазовского моноклинального газового месторождения [2, 4] в сарматских песках с активной открытой водообменной зоной на склоне Приазовского погребенного выступа УЩ, в 25 км от Мелитополя, свидетельствует о перспективах нефтегазоносности гидрогеологически раскрытых земных недр всего южного склона

© В.А. КРАЮШКИН, Э.Е. ГУСЕВА, У.З. НАУМЕНКО, Н.Н. ЧЕРНИЕНКО, Н.Б. ШЕВЧЕНКО, 2016

Запад

Восток

Уровень моря

Соляной диапиризм Вулканы

>• Рис. 1. Типичные тектонические элементы стро-^ ения КФ в прибрежных

v нефтегазоносных бассей-

' v нах Бразилии [16]: 1 — не-v глубоко залегающая плат-

форма, 2 — прибрежный грабен, 3 — внутренний горст, 4 — глубокий бассейн, 5 — внешний горст

О 5 км

и-1-►Н--2-Ф- 3 ->И-4-Н<— 5

УЩ, как это установлено на моноклинальных склонах Бразильского, Гвианского и Канадского щитов, где выявлены и освоены значительные структуры нефтега-зонакопления и нефтегазодобычи [5—9].

Бразильский щит окаймлен на востоке Приатлантической низменностью, где, простираясь друг за другом на юг от морского порта Ресифе, располагаются на суше и в Атлантике восемь осадочных бассейнов — Сержип/Алагуаш, Рекон-каву, Камаму/Алмада, Жекитиньонья, Кумурухатиба, Эшпириту Санту, Кампуш и Сантуш. Типичные тектонические элементы строения их КФ показаны на рис. 1, а стратиграфический разрез начинается сверху отложениями голоцена/плейстоцена, затем идут неоген, палеоген, сенон, неоком и докембрий. В общем, это — пески, песчаники, глины, аргиллиты, карбонаты, вулканиты, эвапориты и КФ (граниты, гнейсы, кристаллические сланцы и филлиты).

Типичные ловушки нефти и газа здесь — это антиклинали, моноклинали, че-репаховидные структуры-поднятия, стратиграфические и литологические экраны, где на побережье Бразилии и в Атлантике, на участке длиной 2650 км с севера на юг, шириной 330 км с запада на восток и площадью 834,5 тыс. км2 выявлено 195 газовых и нефтяных месторождений. На глубине от 160 до 6100 м их начальные суммарные извлекаемые запасы исчисляются 903 млрд м3 природного газа и 13 650,5 млн т нефти плотностью от 800 до 987 кг/м3 в песчаниках неогена, палеогена, мела, юры, доаптских подсолевых карбонатах и докембрийских гранитах восточного погребенного склона Бразильского щита. Индивидуальные начальные дебиты скважин, опробованных на приток, измеряются от 53 тыс. до 3 млн м3/сут природного газа, до 95 м3/сут конденсата и от 205 до 7950 м3/сут нефти.

Западная граница всех упомянутых бассейнов — это восточная граница обнаженного Бразильского щита. Она тоже имеет длину 2650 км, четко наблюдается на всем ее протяжении от морского порта Ресифе до Рио-де-Жанейро, Сан-Паоло и более 240 км южнее, являясь активной открытой зоной водообмена в осадочном чехле и его КФ. Гидрогеологическая раскрытость недр прослеживается и на 77 км мористее побережья: здесь, в глубоководном (1247—1325 м) гигантском (364 млн т) нефтяном месторождении Дзубарт, вскрыты бурением на глубине 3154 м четыре нефтяные залежи с водонапорным режимом [5].

Северная граница Гвианского щита, сложенного архейскими гнейсами, гранитами, железистыми кварцитами и железными рудами, проходит вдоль реки Ориноко, на левом берегу которой его погребенный моноклинальный (угол наклона 0,5—3° на север) склон вскрыт бурением на глубине 300—600 м и служит КФ осадочной толщи Оринокского нефтяного пояса на юге платформенной части Восточновенесуэльского бассейна (рис. 2).

NETHERLANDS CARIBBEAN SEA s. «™*tf ^

ANTILLES в.-ыам

Рис. 2. Главные нефтяные и газовые месторождения Венесуэлы [19]

Рис. 3. Поперечный геологический разрез нефтяного пояса Ориноко на северном склоне Гвианского щита, Венесуэла [17]: 1 — граниты, гранито-гнейсы и другие кристаллические горные породы Гвианского щита, 2 — кора выветривания и трещиноватость, 3 — неразведанная потенциальная нефтегазоносность, 4 — глинисто-песчаная толща, 5 — нефть, 6 — песчаник

Оринокский нефтяной пояс — это сверхгигантская (475—600 млрд м3) нефтяная моноклинальная (рис. 3) аккумуляция длиной более 600 км и средней шириной 90 км и такая же гигантская зона гидрогеологической раскрытости земных недр с активным открытым водообменном, где нефть плотностью 979— 1030 кг/м3 добывается с глубины 183—2375 м преимущественно из олигоцено-вых песков и песчаников. Их пористость 30—45 %, проницаемость от 1 • 10-12 до 2*10-12 (от 1 до 20 дарси), пластовое давление 8,4—9,8 МПа и более, температура 48—66 °С, так что каждая, даже неглубокая (183—915 м), скважина типично и стабильно дает несколько десятков тонн нефти в сутки с помощью штанговых глубинных насосов [6, 8].

Рис. 4. Схема строения КФ, базальной части осадочной толщи и нефтяных залежей в месторождении Пис Ривер, Западная Канада [22]: 1 — граниты, 2 — промышленно-нефтеносные зоны трещиноватости КФ, 3 — промышленно нефтенасыщенная гранитная дресва (псефито-вый делювий), 4 — аркозовый базальный песчаник докембрийско-среднедевонского возраста (псаммитовый делювий гранитов фундамента), 5 — среднедевонский карбонатный (вверху — песчаники) комплекс Элк-Пойнт, 6 — разлом

На западном моноклинальном склоне Канадского щита самая замечательная нефтегазоносность присуща гидрогеологически раскрытой осадочной толще мела, карбона, девона и КФ Западноканадского бассейна, где нефтяное месторождение Атабаска (187 млрд т) на восточной его границе пересекают реки Атабаска и Клируотер, обнажая на их берегах и в руслах нижнемеловые нефтяные пески [7, 9, 15]. В этой зоне активного открытого водообмена длиной 960 км разрабатываются сверхгигантские нефтяные месторождения Атабаска (максимальная ширина 125 км, длина 250 км), Колд Лэйк (50; 125), Пис Ривер (145; 180) и Уобаска (максимальная ширина 60 км, длина 125 км). Их нефть имеет плотность от 946,5 до 1030 кг/м3 и геологические запасы, равные 92,4—187 млрд м3 в Атабаске, 32—75 млрд м3 в Колд Лэйк, 15—19,332 млрд м3 (плюс 147 млрд м3 природного газа) в Пис Ривер и 4,452—50 млрд м3 в Уобаске. Здесь же имеется и сверхгигантское скопление тяжелой (1015—1030 кг/м3) нефти — Карбонатный Треугольник, под нефтяными песками Атабаски, Колд Лэйк, Пис Ривер (рис. 4) и Уобаски, содержащий на глубине 75 м и площади 70 тыс. км2 около 200—215 млрд м3 нефти в карбоне и девоне, только недавно его начали разрабатывать [7, 9].

В самой глубокой части Западноканадского бассейна разрабатывается сверхгигантское газовое (12,5 трлн м3) моноклинальное месторождение Дип Бэйсн (рис. 5) на глубине 610—5500 м в песчаниках и других породах верхнего и нижнего мела, юры, триаса, перми и карбона, вниз по падению от Атабаски, Колд Лэйк, Пис Ривер, Уобаски и Карбонатного Треугольника [9, 20]. Кроме того, на склоне свода Суит Грасс, отделяющего Уиллистонский бассейн от Запад-ноканадского, разрабатывается моноклинальное (угол наклона 5—6° на северо-восток) месторождение Милк Ривер (рис. 6). Его природный газ (255 млрд м3) залегает на глубине 330—600 м в песчаниках нижнего мела. Они обнажаются на юго-западе пров. Альберта, вниз по падению от обнажений становятся коллектором пресной воды для сотен скважин, пробуренных на фермах, а еще северо-восточнее вмещают месторождение Милк Ривер, где пресная вода в формации Милк Ривер течет вниз по падению ее пластов к газовым залежам площадью 17 920 км2 [20].

Рис. 5. Месторождение Дип Бэйсн (12,5 трлн м3 газа), Западная Канада, в разрезе и плане [20]: 1 — негазоносные отложения, 2 — промыш-ленно газоносная площадь, 3 — промышленно газоносная толща плотных (пористость до 10 %, проницаемость 0,0001—0,005 мдарси) алевролитов, аргиллитов, глин, глинистых сланцев, песчаников, углей и др., 4 — нефтяные залежи Атабаски, 5 — крупнопористые водоносные пески, песчаники и конгломераты проницаемостью 50— 1000 мдарси, 6 — направление инфильтрации, 7 — надвинутые отложения Скалистых гор, 8 — глубинный разлом на границе между Дип Бэйсн и Скалистыми горами. Свиты и формации (цифры в кружках): 1 — Белли Ривер, 2 — Чинук, 3 — Бэдхарт, 4 — Пенбина, 5 — Карди-ум, 6 — Уоскахиган, 7 — Дунвеган, 8 — Викинг-Кинселла, 9 — Кадотт, 10 — Нотикуин, 11 — Фалер, 12 — Кег-Ривер, 13 — Харматн, 14 — Ге-тинг, 15 — Кадомин, 16 — Ника-нассин, 17 — Балдонелл, 18 — Ха-фуэй, 19 — Пиджей, 20 — Беллой, 21 — Кискатинеу, 22 — Деболт

ЮЗ

ДИП БЭЙСН

км

300 400 км

200 км

Рис. 6. Месторождение Милк Ривер (255 млрд м3 газа), Западная Канада, в разрезе и плане [20]:

1 — газоносный песок пористостью 14 % и проницаемостью 1 мдарси,

2 — водоносный песок (25 % и 100 мдарси), 3 -направление инфильтрации воды, 4 — газоносная площадь

Как видно из вышеизложенного, на западном моноклинальном склоне Канадского щита разрабатываются семь сверхгигантских газовых и нефтяных месторождений. Их начальные суммарные запасы оцениваются 12,9 трлн м3 природного газа и 695 млрд м3 нефти на площади 277 360 км2 и глубине 0—5500 м в гидрогеологически раскрытой толще горных пород мезозоя, карбона, девона и докембрия. Индивидуальные дебиты газовых скважин колеблются от 2,8 до 283 тыс. м3/сут, суммарная нефтедобыча (экскавация, внутрипластовое горение, циклическая закачка пара) достигает 8,135 млн т/год [7]. Вместе с восточным склоном Бразильского щита и северным склоном Гвианского, земные недра, находящиеся в зоне активного открытого водообмена, характеризуются площадью более 1 111 860 км2 и запасами 13,8 трлн м3 природного газа и 1183,65—1308,65 млрд м3 нефти на глубине 0—6100 м.

Южный моноклинальный склон УЩ известен угленосностью эоценовой бу-чакской свиты Днепровского буроугольного бассейна, где в полосе шириной 100—160 км, длиной более 650 км и площадью около 160 тыс. км2 имеется около 200 месторождений и проявлений бурого угля, который добывают в открытых карьерах и шахтах с глубины от 10 до 150 м в Днепропетровской, Житомирской, Запорожской, Кировоградской и Черкасской областях. Южный склон УЩ славится добычей докембрийских железных руд в открытых карьерах глубиной до 300 м и шахтах глубиной до 850—1200 м в Днепропетровской (Криворожский железорудный бассейн), Запорожской (Белозерский железорудный район) и Полтавской (Кременчугский железорудный район) областях [1]. Этими и другими горными работами установлена гидрогеологическая раскрытость кайнозойско-мезозойской осадочной толщи и верхней части КФ, вскрыты и изучены по площади и разрезу их водоносные горизонты. Мощный (70—100 м) и самый водо-обильный горизонт трещинных вод кристаллических пород докембрия (КФ) служит основным источником централизованного водоснабжения городов и поселков городского типа [14].

Южному склону УЩ присуща и промышленная газоносность неогеновых, палеогеновых и меловых отложений, а также КФ в Приазовье, где в разное время разрабатывалось восемь газовых и газоконденсатных месторождений — Приазовское (рис. 7) в Украине, Азовское (Ростовское), Екатериновское, Зерноградское, Кущевское, Обуховское, Синявское и Тузловское в РФ. Кровля КФ в Приазовском месторождении вскрыта на глубине от 220 до 500 м, в Азовском (Ростовском) — от 400 до 600 м, в Синявском — от 515 до 615,8 м. Эти восемь газовых месторождений на моноклинальных склонах Приазовского и Ростовского погребенных выступов УЩ находятся в артезианской многопластовой водонапорной системе, охватывающей мел-третичную осадочную толщу, и совокупно содержат начальные извлекаемые запасы природного газа, равные 43,5 млрд м3 в отложениях неогена, палеогена, мела и КФ на глубине от 83 до 2687 м [2—4, 11].

В Западном Предкавказье алевритово-песчаная толща альба — это вместилище региональной водонапорной системы площадью 600 тыс. км2, прослеженной в Азово-Кубанском прогибе на 300 км с юг-юго-востока на север-северо-запад, до Ростовского погребенного выступа УЩ. К ней приурочены семь газоконден-сатных месторождений Краснодарского края РФ с суммарными запасами 239 млрд м3 природного газа: Березанское (61 млрд м3), Каневское (34,7), Крыловское (10), Ленинградское (52,8), Сердюковское (20), Старо-Минское (33,6) и Челбасское (26,9 млрд м3). Здесь, на северном платформенном борту Азово-Кубанской впадины, уменьшается с ее юг-юго-востока на север-северо-запад напор пластовых вод альба и увеличивается их минерализация. Альбские напорные пластовые воды вытесняются вверх по разрезу, засолоняют верхние артезианские пластовые воды и разгружаются в зоне выклинивания альбских песков на юго-восточном моноклинальном склоне Ростовского погребенного выступа УЩ. Газоконден-сатные залежи упомянутых месторождений Ейско-Березанского вала находятся на глубине от 1624 до 2700 м, откуда скважины индивидуально фонтанировали от 189 до 954 тыс. м3/сут газа на невысоких (115—225 м), пологих (угол наклона крыльев от 1—7 до 13—20°) антиклиналях, отделенных региональным стратиграфическим и угловым несогласием от послеэоценовой осадочной толщи, моноклинально наклоненной на юг под углом от 30 до 40°. Наиболее высококонцентри-

Рис. 7. Приазовское газовое месторождение [2]: газ в сармате (С-1) показан кружками)

рованные пластовые воды с минерализацией до 2 г/л и выше сохранились севернее зоны Ленинградского, Кущевского и Староминского месторождений, тогда как в самой этой зоне и южнее пластовые воды альба опреснены наполовину, а в альбском газодобывном горизонте (2487—2600 м) крупнейшего (85,6 млрд м3 газа) в Краснодарском крае Майкопского газоконденсатного месторождения (бра-хиантиклиналь 12 х 4 км с углами падения крыльев от 2 до 4°) — в десять раз [3, 12].

Что касается центральной осевой части Азово-Кубанской впадины, здесь, в 125 км на запад от Краснодара, на брахиантиклинали длиной 21 км, шириной 2,3 км, высотой 110 м и наклоном крыльев от 4—5 до 10—14°, в Анастасиевско-Троицком газонефтяном месторождении, минерализация контурных высоконапорных пластовых вод у 14 залежей газа и нефти достигает 0,8—0,9 г/л в семи плиоценовых песчано-алевролитовых горизонтах меотиса и понта, а начальные извлекаемые запасы природного газа — 65,7 млрд м3 на глубине от 750 до 1720 м, откуда скважины индивидуально фонтанировали от 7 до 600 тыс. м3/сут газа. Во II и V продуктивных горизонтах понта разведаны две газонефтяные залежи

с наклонными водонефтяными контактами (ВНК): в южной части залежи II горизонта ВНК имеют абсолютную отметку (—1195) м, а в северной--1222 м, в

южной части залежи V горизонта ВНК имеет абсолютную отметку —1654 м, а в северной--1668 м, т. е. обе эти газонефтяные залежи наклонены на север-северо-восток и смещены на северное крыло, в сторону регионального падения пластов [3].

Центральное Предкавказье в 1960-х гг. также было местом промышленного освоения более 220 млрд м3 природного газа Безопасненского (1 млрд м3 газа), Казино-Грачевского (0,2), Казинского (2,4), Мирненского (5,6), Петровско-Бла-годарненского (10,3), Расшеватского (16,9), Сенгилеевского (3,2), Северостав-ропольско-Пелагиадинского (202,9) и Тахта-Кугультинского (30,8 млрд м3 газа) месторождений, находящихся на склонах и в центре Ставропольского сводового поднятия, ограниченного на западе Азово-Кубанским прогибом, на севере — Манычским прогибом, на востоке — Терско-Кумской впадиной и на юге — прогибом перед складчатым сооружением Кавказа. В общем, упомянутые здесь газовые месторождения — это брахиантиклинали высотой от 10—70 до 140—300 м, длиной от 7—12 до 19—37 км, шириной от 4—8 до 12—19 км, наклоном крыльев от 0°10' до 2°20', а их пластовые сводовые залежи газа оконтуриваются напорными пластовыми водами, минерализация которых измеряется от 0,1 до 2 г/л в пес-чано-алевритовых толщах бадения (караганский и чокракский горизонты) на глубине от 64—68 до 150—180 м и от 80—92 до 200—300 м, соответственно, верхнего олигоцена (майкопская свита) на глубине 250—600 м, нижнего олигоцена (хадумский горизонт) на глубине 320—1179 м и эоцена (зеленая свита) на глубине более 980—1000 м.

Главным объектом разработки было, конечно, Североставропольско-Пелаги-адинское месторождение. Оно имело наибольшую газовую залежь (202,9 млрд м3 на площади 600 км2), а скважины при депрессии всего 0,1—0,2 МПа работали с индивидуальным дебитом до 1 млн м3/сут газа без штуцеров и насосно-компрес-сорных труб через восьмидюймовые эксплуатационные колонны [3, 12].

Газонакопление в земных недрах Ставропольского сводового поднятия имеет гидродинамическую природу. Помимо опресненности пластовых вод, контактирующих с газовыми залежами, об этом свидетельствуют и неодинаковый гидростатический напор пластовых вод в скважинах, пробуренных на южных и северных крыльях газоносных складок, и наклон на север или северо-восток и смещение в ту же сторону пластовых сводовых залежей природного газа, и неодинаковые абсолютные отметки газоводяных контактов (ГВК). Наклоненные и смещенные на север или северо-восток залежи природного газа выявлены в недрах Мирненского, Петровско-Благодарненского, Североставропольско-Пелагиадинского, Сенгилеевского, Расшеватского и Тахта-Кугультинского месторождений. В первом из них газоносна верхнемайкопская толща. Из ее VI продуктивного горизонта (глинистый алевролит) получены притоки газа с абсолютно свободным дебитом 1140—3390 тыс. м3/сут. Эта пластовая сводовая залежь наклонена и смещена на северо-восток: в ее юго-западной части ГВК имеет абсолютную отметку —379 м,

а в северо-восточной--381 м. Наклонена и смещена на северо-восток, восток и

юго-восток верхнемайкопская газовая залежь и Петровско-Благодарненского месторождения: в ее западной части ГВК имеет абсолютную отметку —107 м, а в северо-восточной, восточной и юго-восточной — от —115 до —117 м.

Остальные газовые залежи с негоризонтальными ГВК — в хадумском горизонте и зеленой свите. Первая из них (197,19 млрд м3) выявлена в хадумском горизонте Североставропольско-Пелагиадинского месторождения; на ее западе

ГВК имеет абсолютную отметку —470 м, а на северо-востоке--525 м. Вторая

негоризонтальная газовая залежь (5,646 млрд м3) этого же месторождения находится в зеленой свите на глубине порядка 1000 м, смещена на север, имеет подошвенную пластовую воду гидрокарбонатнонатриевого типа, хлоридной группы. В хадуме Сенгилеевского месторождения разведаны три газовые залежи. Одна из них смещена и наклонена на юг и юго-восток: на ее западе и юго-западе

ГВК имеет абсолютную отметку —120 м, на севере--145 м, на юго-востоке —

—165 м. На Расшеватском месторождении в хадуме были две наклонные газовые

залежи: ГВК на юге первой имел абсолютную отметку —980 м, а на севере--982 м,

тогда как в южной части второй газовой залежи —105 и —115 м соответственно. Газовая залежь верхней части хадума в Тахта-Кугультинском месторождении имеет площадь около 1000 км2, начальное пластовое давление 6,7 МПа, абсолютную отметку ГВК —584 м на севере и —531 м на юге.

Гидростатический напор хадумских вод в Североставропольско-Пелагиади-нском газовом месторождении колеблется от +80 до +190 м и закономерно понижается на север-северо-восток, что связано с движением подземных вод в этом направлении. Казинское газовое месторождение находится 800 м восточнее Североставропольского, но в нем наблюдается гораздо меньшая разница напора ха-думских пластовых вод, что видно по статическим уровням воды в 10 опробованных скважинах. Так, в скв. 1 статический уровень воды находится на абсолютной отметке +133,4 м, скв. 2 — на +136,25 м, скв. 3 — на +127,97 м, скв. 4 — на +134 м, скв. 6 — на +130,6 м, скв. 9 — на +127 м, скв. 12 — на +138 м, скв. 15 — на +141 м, скв. 21 — на +134,5 м, а в скв. 8 — на +143 м. Здесь пластовые воды хадума также движутся на север-северо-восток.

Не менее важна примета, присущая газонакоплению в гидрогеологически раскрытых земных недрах Центрального Предкавказья, — приуроченность его промышленной газоносности к зонам с аномально низким пластовым давлением (АНПД), что видно в Казинском, Мирненском, Петровско-Благодарненском, Североставропольско-Пелагиадинском, Сенгилеевском и Расшеватском месторождениях. В первом хадумская газовая залежь вскрыта бурением на глубине 850—900 м при начальном пластовом давлении 6,6 МПа, что, как минимум, на 1,9 МПа ниже нормального гидростатического. В Мирненском месторождении газоносен верхний майкоп на глубине 450—650 м. Из I, самого верхнего, продуктивного пласта в интервале глубин от 490 до 500 м получен приток 2125 тыс. м3/сут природного газа при пластовом давлении 2,9 МПа, что на 2 МПа ниже нормального гидростатического, равного, как минимум, 4,9 МПа. В верхнем майкопе Петровско-Благодарненского месторождения на глубине 400—600 м имеются пять (I, II, III, IV, VI) газодобывных горизонтов. Пять скважин, опробовавших I продуктивный горизонт, фонтанировали из него индивидуально с дебитом от 2,8 до 36 тыс м3/сут при пластовом давлении 2,18 МПа, что на 1,82 МПа ниже нормального гидростатического. Хадумский горизонт Североставропольско-Пелаги-адинского месторождения состоит из двух газодобывных пачек: алевритовой на глубине 700—750 м и пачки чередования на глубине 710—850 м. Залежь газа хаду-мского горизонта имеет площадь 600 км2, и обе продуктивные пачки представляют

собой единый резервуар. Начальное пластовое давление в нем было равно 6,65 МПа, т. е. на 0,4—1,85 МПа ниже нормального гидростатического. АНПД было и в зеленой свите эоцена: залежь природного газа (5,646 млрд м3) обнаружена на глубине порядка 1000 м, а пластовое давление было 7,3 МПа вместо 10 МПа.

АНПД было в недрах Сенгилеевского, а также Расшеватского месторождения. В первом из них, где хадумская газовая залежь (3,2 млрд м3) находится на глубине 320—430 м, пластовое давление измерялось 2,7—2,8 МПа вместо 3,2—4,3 МПа. Во втором при испытании хадума в скв. 2, 8, 10 и 19 получен приток газа с индивидуальным дебитами от 5,5 до 97 тыс. м3/сут в интервале глубины от 1059 до 1178 м при пластовом давлении 10,1 МПа на глубине 1059—1075 м; 10,68 МПа на глубине 1083—1099 м; 10,6 МПа на глубине 1164—1178 м; 10,9 МПа на глубине 1135—1140 м и 10,1 МПа на глубине 1122—1140 м.

Два промышленных газодобывных миоценовых горизонта — караганский и более глубокий чокракский, присутствующие в разрезе месторождений Кази-но-Грачевского (0,119 млрд м3 газа), Североставропольско-Пелагиадинского (0,716 млрд м3 газа) и Расшеватского (0,360 млрд м3 газа), наиболее гидрогеологически раскрыты, залегая на глубине, соответственно равной от 64—68 до 150—180 м и от 88—92 до 200—300 м, и обнажаясь в ряде случаев на дневной поверхности в пониженных частях рельефа — по балкам и оврагам. Караган — это глины с прослоями песков и мергелей, чокрак сложен песчаниками и глинами с прослоями мергелей и известняков. Пластовое давление в карагане — 0,01—0,1 МПа. Для добычи газа из карагана еще в 1910—1943 гг. пробурено около 30 скважин, фонтанировавших с индивидуальным дебитом от 0,17 до 3 тыс. м3/сут газа. Некоторые из них в Североставропольско-Пелагиадинском месторождении эксплуатировались около 30 лет. Скв. 1 Дербетовского месторождения в 1960 г. дала фонтан газа дебитом 10 тыс. м3/сут из карагана, вскрытого в интервале 64—68 м. Давление газа на устье скважин, добывавших газ из чокрака, колеблется от 0,03 до 0,4 МПа, а свободный дебит газа — от 2 до 33 тыс. м3/сут. Одна из чокракских скважин в Се-вероставропольско-Пелагиадинском месторождении фонтанировала с рабочим дебитом 2—3 тыс. м3/сут газа в течение более четырех лет без падения пластового давления в залежи с извлекаемыми запасами 0,716 млрд м3. На Дербетовском месторождении в 1960 г. скв. 1 из чокрака с глубины 88—92 м при статическом давлении 0,8 МПа дала 150 м3/сут газа [3].

Восточное Предкавказье (Ингушетия, Чечня, Дагестан и Кубино-Прикас-пийский район Азербайджана) славится нефтяным богатством миоцен-эоценовых алевролитово-песчаных отложений караганского, чокракского и хадумско-фора-миниферового горизонтов, обнаженных в зоне активного открытого водообмена на Черногорской моноклинали, Брагунском, Сунженском, Терском и других передовых хребтах Кавказа. Большинство газовых, газонефтяных и нефтяных месторождений, в том числе Акка-Юртовское, Алхазовское, Величаевское, Гора-Горская, Грозненское, Гудермесское, Дагестанские Огни, Дузлакское, Замангулов-ское, Зимняя Ставка, Малгобек-Вознесенское, Озексуатское, Хошмензилское, Червленное, Эльдарово-Мужим-Биру и др., уже выработаны или очень истощены и обводнены высоконапорными пластовыми, активно продвигающимися пресными водами. Глубина залегания нефти и газа разная: от сотен до нескольких тысяч метров в брахиантиклиналях, осложненных взбросами, надвигами и сбросами [3, 12].

Сиазаньская моноклиналь, простирается с запад-северо-запада на восток-юго-восток в юго-восточных предгорьях Кавказа и земных недрах прилегающей равнины. Нефть залегает в полосе длиной 75 км вдоль всего простирания моноклинали, но преимущественно в 6—12 песчаных пластах нижней части майкопской свиты, песках и алевролитах бадения, эоцена и палеоцена в поднадвиге, а также в карбонатах мелового возраста в надвиге. Добыча нефти производится с глубины от 300 до 1400 м в Амирханлы, Заглы, Зейва, Саадане и Сиазань-Нарда-ране, где нефтегазонакопление приурочено к контакту меловых и кайнозойских отложений вдоль простирания Сиазаньской моноклинали, западная часть которой обнажена на земной поверхности в предгорьях юго-восточного погружения Кавказа, в зоне активного открытого водообмена. Толщина главной нефтедобыв-ной толщи (майкопская свита) колеблется от 40 до 60 м, а индивидуальный дебит скважин — от 5 до 10 (иногда и 60) т/сутки нефти. С 1941 по 1994 гг. из гидрогеологически раскрытых недр здесь добыто почти 14 млн т нефти. За 1995 г. «Сиа-заньнефть» добыла ее около 180 тыс. т [21].

В общем, все газовые и нефтяные месторождения Западного, Центрального и Восточного Предкавказья открыты и разрабатывались в гидрогеологически раскрытых земных недрах, как Приазовское газовое месторождение, что на юго-западном склоне Приазовского погребенного выступа УЩ, и как Азовское (Ростовское), Екатериновское, Зерноградское, Кущевское, Обуховское, Синявское и Тузловское газовые месторождения, что на вершине и склонах Ростовского погребенного выступа УЩ, и характеризуются накопленной почти за 125 лет добычей около полутриллиона кубических метров попутного нефтяного и природного газа и сотен миллионов тонн нефти [3, 12, 21].

Согласно [10], газонакоплению на склонах Ростовского погребенного выступа УЩ сопутствуют зоны с пониженным напором пластовых вод и / или с АНПД. Это же наблюдается и в промышленно газоносных недрах Центрального Предкавказья. На Ставропольском сводовом поднятии в двух газовых месторождениях (Казинское и Североставропольско-Пелагиадинское) гидростатический напор пластовых вод колеблется от +127 до +143 и от +80 до +190 м соответственно, закономерно понижаясь на север-северо-восток, в сторону движения подземных вод, а в семи месторождениях (Казинское, Мирненское, Петровско-Благодарнен-ское, Расшеватское, Североставропольско-Пелагиадинское, Сенгилеевское и Тахта-Кугультинское) их газодобывные толщи имеют АНПД, т. е. начальное пластовое давление, которое на (0,35—0,5) — (1,5—2,7) МПа ниже нормального гидростатического [3].

И АНПД, и зоны понижения гидростатических напоров пластовых вод — это, как видно на рис. 8, позитивные критерии промышленной газонефтеносности земных недр.

На Ставропольском сводовом поднятии такие зоны имеют площади от 76— 80 до 400—1000 км2 и газовые залежи от 1 млрд м3 до 202,9 млрд м3 [3].

Есть и другие примечательные явления сосуществования АНПД, зон понижения напора пластовых вод и промышленной газонефтеносности. Так, например, начальное пластовое давление в газодобывных меловых песках Месаверде месторождения Сан Хуан на площади 8038 км2 и глубине 1647 км равно 9,6 МПа, т. е. на 6,8 МПа (!?) ниже нормального гидростатического, а начальные суммарные извлекаемые запасы — более 935 млрд м3 природного газа. Эта сверхгигантская

Рис. 8. Преломление линий течения воды, создающее гидродинамическую аномалию типа залежи (АТЗ) — место потенциального газонефтенакопления в активно-водообменной зоне моноклинального строения [18]: 1 — крупнозернистый песок с водонасыщенностью 100 % и проницаемостью, напр., 1000 мдарси, 2 — тонкозернистый песок с той же во-донасыщенностью и проницаемостью, напр., 500 мдарси

газовая аккумуляция (ее другие названия — Бланко Бэйсн и Бланко Месаверде), будучи синклинальной и гидрогеологически раскрытой, располагается поперек длинной оси бассейна Сан Хуан; разрабатывали ее тремя тысячами скважин в шт. Нью-Мексико, США [15].

Сосуществование АНПД, понижения гидростатического напора пластовых вод и аккумуляции >2 трлн м3 природного газа, 10 млрд м3 гелия и 223 млн т нефти установлено и в месторождении Хьюготон-Панхендл. Оно открыто в 1918 г. в земных недрах штатов Канзас, Оклахома и Техас, имеет длину около 500 км, ширину 13—90 км, площадь более 20 000 км2, моноклинальное строение (угол наклона 5—12° на восток и юго-восток), гидродинамическую циркуляцию контурных пластовых вод в газонефтеносной толще разных возраста и литологии, простирается с севера на юг в бассейне Анадарко. До выработки основной части его запасов было самым крупным в США месторождением природного газа и гелия. Здесь пробурено более 20 000 скважин, и первые фонтаны природного газа и нефти получены не из осадочной толщи: первой промышленный газ дала скв. 1-Мастерсон-Си, фонтанировавшая 150 тыс. м3/сут газа из риолита (липарита) КФ с глубины 730,5 м в декабре 1918 г. Первая промышленная нефть выявлена скв. 2-Барнетт, фонтанировавшей 27 т/сут нефти из «переотложенных гранитов» (кора выветривания — КВФ) в мае 1921 г. В 1950 г. после ремонта и переоборудования забоя дебит газа в скв 1-Мастерсон-Си увеличился до 450 тыс. м3/сут, в 1967 г. он достиг 232 тыс., а в 1970 г. — 30 тыс. м3/сут, так что за более чем 50-летний период эксплуатации эта скважина дала из риолита КФ накопленную добычу более 290 млн м3 природного газа [13].

Нефть и газ в Хьюготон-Панхендле добывают преимущественно из пермских кавернозных и трещиноватых доломитов, известняков и песчаников Уолфкемп и из докембрийского КФ (граниты, диориты и гнейсы погребенных гор Амарильо) с глубины от 430—610 до 1016—1670 м, т. е. с глубины 15—437 м выше уровня моря при начальном пластовом давлении 2,9 МПа во всех частях этой сверхгигантской моноклинальной нефтегазовой аккумуляции, где газонефтеносные горные породы переслаиваются с глинами, глинистыми сланцами, аргиллитами и мергелями, а газ и нефть образуют при АНПД единую газонефтяную залежь. Все ее части гидродинамически взаимосвязаны по вертикали и латерали

с единым ГВК или ВНК, который везде наклонен и пересекает границы всех горизонтов и формаций, что установлено по данным из 20 000 скважин. В Панхе-ндле ГВК наклонен на северо-восток, а ВНК вдоль северо-восточной границы находится на следующих абсолютных отметках: —15 м, +36; +15; +45; +27 и +60 м, тогда как вдоль юго-западной периферии Панхендла нефти нет, а ГВК выявлен на отметке 48 и 66 м выше уровня моря. Хьюготон — чисто газоносный. ГВК на его восточной границе располагается на глубине 42—60 м выше уровня моря, а на западной — на глубине 240—390 м выше уровня моря [13, 15].

Нефтяные и газовые залежи всех вышеупомянутых месторождений находятся в гидрогеологически раскрытых земных недрах, как газовые залежи Приазовского месторождения на склоне одноименного погребенного выступа УЩ в Украине и как газовые залежи Азовского (Ростовского), Екатериновского, Зерноградс-кого, Обуховского, Синявского и Тузловского месторождений на вершине и склонах Ростовского погребенного выступа УЩ. Это свидетельствует о возможности открытия и других гидродинамически экранированных газовых и нефтяных залежей на южном склоне УЩ.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Геологiя i корисш копалини Украши. Атлас: М 1: 5 000 000 / Ред. : Л.С. Галецький. — К. : У1ЦПТ «Геос—ХХ1 столитя», 2001. — 168 с.

2. Атлас родовищ нафти i газу Украши. У 6-х томах. Т. 6. / Ред. : М.М. 1ванюта. — Львiв : Центр бвропи, 1998. — С. 146—150.

3. Белов К.А., Васильев В.Г., Елин Н.Д. и др. Газовые месторождения СССР. — Л. : Гостоптехиз-дат, 1961. — 748 с.

4. Евдощенко Ю.В. Очаги ранней газификации: Северное Приазовье // Газ России. — 2014. — № 4. — С. 86—93.

5. Краюшкин В.А., Гусева Э.Е. Нефть и природный газ на восточном склоне Бразильского щита // Геол. и полезн. ископ. Миров. океана. — 2014. — № 3. — С. 36—43.

6. Краюшкин В.А., Гусева Э.Е., Шевченко Н.Б. Нефтенакопление на северном моноклинальном склоне Гвианского щита — эмпирическая основа перспективности южного склона Украинского щита // III Кудрявцевские Чтения. Тез. докл. Всеросс. конф. по глубин. генезису нефти (Москва, ЦГЭ. 20—23 октября 2014). — М., 2014.

7. Краюшкин В.А., Гусева Э.Е., Шевченко Н.Б. Зоны активного водообмена и их небиогенный нефтегазовый потенциал на западном склоне Канадского щита // Глубинная нефть [Электрон. ресурс]. — 2014. — II, № 9. — С. 1408—1417. — Режим доступа : URL: http // journal. deepoil. ru/

8. Краюшкин В.А., Гусева Э.Е. Успехи нефтеразведки на северном склоне Гвианского щита // Геол. журн. — 2015. — № 1. — С. 69—76.

9. Краюшкин В.А., Гусева Э.Е., Науменко У.З., Черниенко Н.Н.Зоны активного водообмена и их нефтегазовый потенциал на западном склоне Канадского щита // Геол. и полезн. ископ. Миров. океана. — 2015. — № 1. — С. 5—14.

10. Назаренко В.С., Зайчиков Г.М., Муравьев А.Н. Давление пластовых флюидов в мезо-кайнозойских отложениях Ростовского свода // Геол. журн. — 1995. — № 5. — С. 123—125.

11. Нафтогазоперспективш об'екти Украши. Науковi i практичш основи пошуыв вуглеводшв в Азовському морi / П.Ф. Гожик, I.I. Чебаненко, В.О. Краюшкш, М.1. бвдощук. — К. : ЕКМО, 2006. — 340 с.

12. Нефтяные и газовые месторождения СССР / Ред. : С.П. Максимов. Справочник. В 2-х томах. Т. 1. Европейская часть. — М. : Недра, 1987. — 712 с.

13. Пипин Л. Месторождение нефти и газа Панхендл-Хьюготон, Техас-Оклахома-Канзас (первые 50 лет разведки) // Геология гигантских месторождений нефти и газа. — М. : Мир, 1973. — С. 170—189.

14. Радзивилл А.Я., Гуридов С.А., Самарин М.А. и др. Днепровский буроугольный бассейн. — К. : Наук. думка, 1987. — 328 с.

15. Справочник по нефтяным и газовым месторождениям зарубежных стран. В 2-х кн., кн. 1. Европа, Северная и Центральная Америка / Ред. : И.В. Высоцкий. — М. : Недра, 1967. — 600 с.

16. Bacoccoli J., Meister E.M. Good oil bet: Brazil's east coast // Oil and Gas J. — 1975. — 73, No 6. — P. 94—101.

17. De Rojas i. Geological evaluation of San Diego Norte Pilot Project, Zuata Area, Orinoco Oil Belt // Amer. Assoc. Petrol. Geol. Bull. — 1987. — 71, No 10—A. — P. 1294—1303.

18. Hubbert M.K. Entrapment of petroleum under hydrodynamic conditions // Amer. Assoc. Petrol. Geol. Bull. — 1953. — 37, No 8. — P. 1954—2026.

19. James K.H. The Venezuelan hydrocarbon habitat, Part I: lectonics, structure, palaeogeography and source rocks // J. Petrol. Geol. — 2000. — No 23. — P. 5—53.

iНе можете найти то, что вам нужно? Попробуйте сервис подбора литературы.

20. Masters J.A Deep Basin gas trap, West Canada // Oil and Gas J. — 1978. — 76, No 38. — IP 326—241.

21. Narimanov A.A., Palaz I. Oil history, potential converge in Azerbaijan // Oil and Gas J. — 1995. — 93, No 21. — P. 32—39.

22. Scholten R.B. Synchronous highs: preferntial habitat of oil? // Amer. Assoc. Petrol. Geol. Bull. — 1959. — 43, No 8. — P. 1793—1832.

Статья поступила 12.05.2015

В.О. Краюшкт, E.G. Гусева,

У.З. Науменко, Н.М. Чертенко, М.Б. Шевченко

ДО ПРОБЛЕМИ ГАЗОНАФТОРОЗВЩКИ НА П1ВДЕННОМУ СХИЛ1 УКРАШСЬКОГО ЩИТА

Майже 1,3 трлн м3 нафти i близько 14 трлн м3 природного газу вщкрито на схщному схилi Бра-зильського щита, твшчному схилi Шанського та захщному схилi Канадського в умовах активного водообмшу. В дещо подабних умовах на твденному схкт Украшського щита юнують Азовське (Ростовське), бкатеришвське, Кущiвське, Обугавське, Приазовське, Синявське та Тузлiвське газовi родовища. Вони мають майже 43,5 млрд м3 природного газу в активно водо-обмшних земних надрах i, в цшому, свщчать про устшшсть майбутньо! газонафторозвщки у подiбних гiдродинамiчних умовах.

Ключовi слова: нафта, газ, запаси, активний водообмт.

V.A. Krayushkin, E.Ye. Guseva,

U.Z. Naumenko, N.N. Cherniyenko, N.B. Shevchenko

TO THE PROBLEM OF EXPLORATION FOR PETROLEUM IN SOUTH SLOPE OF THE UKRAINIAN SHIELD

About 1.3 trillion m3 of oil and about 14 trillion m3 of natural gas were discovered in east slope of the Brazil Shield, north slope of the Guayana Chield and west slope of the Canadian Shield under active water-exchange conditions there. Something alike also exists in south slope of the Ukrainian Shield: there are the Azov (Rostov), Yekaterinov, Kushtchevka, Obukhov, Priazov, Sinyav and Tuzlov gas fields. They have about 43.5 billion m3 of natural gas in their active water-exchange subsurface and, on the whole, evidence to the successfulness of future exploration for petroleum under such hydrodynamic conditions.

Key words: oil, gas, reserves, active water-exchange.

i Надоели баннеры? Вы всегда можете отключить рекламу.