20ГИДРОГЕОЛОГИЯ И НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ ВОСТОЧНО-КУБАНСКОЙ ВПАДИНЫ
С.П. Левшунова, Н.Г. Подкорытов ФГУП «Всероссийский научно-исследовательский геологический нефтяной институт», Москва, e-mail: info@vnigni.ru
Восточно-Кубанская впадина (ВКВ) по глубине залегания складчатого палеозойского фундамента (>8 км) и объему осадочного выполнения представляет собой вторую, после Западно-Кубанского передового прогиба, отрицательную структуру Западного Предкавказья.
В строении платформенного чехла Восточно-Кубанской впадины участвуют доп-литный и плитный комплексы отложений. Доплитный комплекс сложен породами перм-ско-триасового возраста. Комплекс изучен слабо. Эти отложения вскрыты в бортовых зонах впадины и в районах ее обрамления.
В составе плитного юрско-четвертичного комплекса выделяются три структурных этажа: юрский, мел-эоценовый и олигоцен-четвертичный. В строении нижнего структурного этажа принимает участие соленосная формация (верхний кимеридж-титон). В разрезе присутствуют карбонатные отложения оксфорда (в депрессионных и рифовых фациях) и верхнего мела, терригенные отложения нижней-средней юры и нижнего мела (рис. 1, 2).
В разрезе осадочного чехла ВКВ выделено 3 гидродинамические зоны. В верхнюю зону, региональным водоупором которой служат глины майкопской серии, входят водоносные горизонты со слабой минерализацией и давлением в пластах.
Средняя зона, региональным нижним флюидоупором которой является сульфатно-карбонатная толща верхней юры, содержит значительные запасы вод древнеинфильтраци-онного происхождения. Для средней гидродинамической зоны характерен широкий диапазон минерализации вод - от слабоминерализованных до рассолов, а также в равной степени проявляются как гидростатические, так и аномально высокие Рпл. Разные интервалы нижнемелового комплекса представлены сульфатным, гидрокарбонатно-натриевым и хлоридным типами вод, а верхнеюрского комплекса - хлоркальциевым типом.
Рис. 1. Схема тектонического строения Восточно-Кубанской впадины
1-2 — границы тектонических элементов: 1 - крупных, 2 - средних; 3 - изогипса минус 6,5 км по поверхности палеозойского фундамента, оконтуривающая зону максимального погружения Восточно-Кубанской впадины; 4 - граница распространения галогенных отложений верхнего кимериджа-титона; 5 -область развития относительно глубоководных (депрессионных) отложений оксфорда — нижнего кимериджа; 6 - пояс развития выявленных и прогнозируемых органогенных построек оксфорда—нижнего кимериджа; 7-8 - границы: 7 - выклинивания юрских отложений, 8 - распространения карбонатных отложений оксфорд-нижнекимериджского шельфа; 9-12 месторождения: 9 - газонефтяные, 10 - газовые, 11 - газоконденсатные, 12 - нефтегазоконденсатные; 13 — линия геологического профиля. Тектонические элементы: I - Восточно-Кубанская впадина; II - Адыгейский выступ; III - Северная моноклиналь Центрального Кавказа; IV - Западно-Кубанский передовой прогиб; V - Каневско-Березанская система поднятий; VI - Тимашевская ступень; VII - Западно-Ставропольская впадина;^! - Соколовско-Алексеевская зона поднятий; VIII - Ставропольский свод; - Армавиро-Невинномысский вал. Месторождения УВ: 1. Березанское; 2. Северо-Ладожское; 3. Усть-Лабинское; 4. Двубратское; 5. Ладожское-2; 6. Некрасовское; 7. Великое; 8. Ладожское-1; 9. Юбилейное; 10. Кошехабльское; 11. Северо-Кужорское; 12. Майкопское; 13. Северо-Тульское; 14. Тульское; 15. Безводное; 16. Ширванское; 17. Самурское; 18. Красный Дагестан; 19. Баракаевское; 20. Кузнецовское; 21. Западно-Вознесенское; 22. Восточно-Вознесенское; 23. Бесскорбненское; 24. Южно-Советское; 25. Северо-Вознесенское; 26. Убеженское; 27. Николаевское; 28. Александровское; 29. Советское; 30. Армавирское; 31. Новоалексеевское; 32. Восточно-Чамлыкское; 33. Малаканское; 34. Соколовское; 35. Кавказское; 36. Ловлинское; 37. Митрофановское; 38. Малороссийское; 39. Алексеевское; 40. Ильинское; 41. Северо-Ставропольско-Пелагиадинское; 42. Сенгилеевское
к
Рис. 2. Геологический профиль через юго-восток Восточно-Кубанской впадины
1 - геологические границы достоверные и предполагаемые; 2 - галогенные отложения верхнего кимериджа-титона; 3 - карбонатные отложения оксфорда - нижнего кимериджа; 4 - складчатые породы фундамента; 5 - граниты
Юрскими подсолевыми отложениями начинается нижняя гидродинамическая зона, характеризующаяся почти исключительно АВПД с Каном до 1,4—1,8 (Юбилейная, Тенгин-ская площади) и даже до 2,05 (Кошехабльская площадь). Нижне-среднеюрский комплекс представлен гидрокарбонатно-натриевыми (превалируют) и хлор-кальциевыми водами. Триасовые отложения во впадине не вскрыты, однако в пределах ближайшего обрамления (южная часть Адыгейского выступа, Краснодагестанская площадь) в триасовых образованиях выявлены почти пресные воды.
Разнообразие типов вод обусловлено особенностями тектонического строения как самой впадины, так и ее обрамления. Так, на северо-востоке территории широко развиты эффузивы тоар-аалена и нижнемелового возраста, источником поступления которых является Армавиро-Невинномысская система разломов. Эта система с амплитудой смещения 0,5—1,0 км заложилась в протерозое и наиболее активно развивалась в палеозое. Отмеченные на северо-восточном борту в кровле тоар-аалена покровы представлены в различной степени измененными габбро-диабазами толщиной 38—50 м.
В Армавиро-Невинномысском районе развиты также и покровы эффузивов основного состава нижнемелового возраста толщиной до 200—300 м. На северо-восточном борту выявлены измененные базальтовые порфириты и туффиты нижнемелового возраста толщиной в несколько десятков метров. В расположенном в этой зоне Бесскорбненском ГК месторождении залежи газа находятся в двух горизонтах альба: I приурочен к вулканогенной толще, II — к базальным песчаникам в подошве альба. Из I горизонта альба (вулканическая толща) промышленные притоки газа и конденсата получены в скважинах 1 и 4: в скв. 1 (2874—2890 м) дебит газа составил 149,4 тыс. м3/сут, кондесата — 24,1 тыс. м3/сут, воды — 2,4 м3/сут на 10-мм штуцере; в скв. 4 (2865—2890 м) дебит газа — 52,21 тыс. м3/сут, воды — 170 м3/сут, конденсата — следы. Характер воды слабоминерализованный и даже почти пресный. Пластовая вода из горизонта базальных песчаников Бесскорбненского месторождения имеет как пониженную (до 35,5—76,34 мг-экв/дм3), так и высокую минерализацию (до 1028 мг-экв/дм3). При этом залегающая ниже пачка келловейских песчаников содержит воду высокой минерализации.
Однако и в глубоко погруженных горизонтах в центральной части ВКВ отмечается наличие конденсационной составляющей, снижающей исходную минерализацию пластовых вод. Так, в Юбилейном ГК месторождении в юрских и меловых отложениях установлены воды хлор-кальциевого типа, однако их минерализация снижается вниз по разрезу от 1284 мг-экв/л в меловом комплексе до 561—44 мг-экв/дм3 — в келловейском.
В нижнемеловых отложениях центральной, наиболее погруженной части впадины (Ярославская площадь) на глубине порядка 4 км выявлены практически пресные воды с минерализацией 3-6 г/дм3.
Армавиро-Невинномысский разлом оказывает влияние на распределение наибольшего числа месторождений, а также нефтегазопроявлений. Внедрявшиеся по ним глубинные флюиды меняют среду плитных комплексов, в частности температурную. Произведенный нами сравнительный расчет пластовых температур указал на больший прогрев северо-восточного борта по сравнению с юго-западным (на 16 °С на срезе минус 3900 м), что свидетельствует о более масштабном поступлении глубинных флюидов по системе Армавиро-Невинномысского разлома. В их составе содержатся большие количества неуглеводородных компонентов: СО2 (до 16-28,2%), N2 (до 11,8%), паров воды. Приуроченность высоких значений СО2 к нижним горизонтам нижнеюрского терригенного комплекса опосредованно указывает на наличие ниже карбонатных отложений, скорее всего, верхнего триаса (табл. 1).
Таблица 1
Характеристика свободных газов мезозойских отложений месторождений
Во сточно-Кубанской впадины
Месторождение, фазовое состояние Возраст продуктивных отложений Глубина залегания, м Тип коллектора Состав газа, %
Сумма УВ сл X £ о и
Всего 1 Ю Я с^ о ° И мС м у С
Бесскорбненское ГК К: 2890 т 93,27 0,00005 3,17 3,56
Южно-Советское ГК К! 2958 т 86 0 2 12
Кошехабльское ГК ■Т30 4860 к 97,7 0,2 0,2 1,83 0,27
№ 5300 т 94,03 3,78 0 0,23 5,74
№ 6000 т 94,06 0,6 0 0,03 5,31
Восточно-Чамлыкское НГК № 3806 т 94,92 0,13 0 5,08
Юбилейное ГК № 4470 т 94,22 16,86 0,002 0,98 4,8
Новоалексеевское ГН № 3835 т 96,35 0 0,23 3,42
№ 3937 т 94,24 0 2,44 3,32
Кузнецовское НГК № 4700 т 97,54 3,25 0 0,92 1,54
Северо-Вознесенское ГК № 3490 т 94,6 0,13 0 1,31 4,09
№ 3730 т 91,2 0,2 0 7,3 0,8
Восточно-Вознесенское Г № 3840 т 70,5 0,12 0 15,8 3,7
Баракаевское ГН № 1200 т 96,8 0 2,8 0,4
№-Ь 1230 т 84,3 0 15,2 0,5
Советское ГК •Ь 2513 т 59,7 0 11,8 28,5
Примечание: т - терригенный; к - карбонатный.
Содержащиеся в глубинных флюидах пары воды (конденсационные воды) вызывают опреснение пластовых вод нижних горизонтов осадочного чехла (гидрологическая инверсия).
С целью оценки перспектив нефтегазоносности региона к комплексу стандартных критериев (литолого-фациальных, тектонических, геохимических) был добавлен новый методический подход — использование результатов анализа геофлюидных процессов, протекающих в осадочном чехле. Рассмотрено воздействие пневматолитических эманаций, содержащих водный пар, водород, азот, окись и двуокись углерода, сероводород, хлор и другие газообразные компоненты, на органическое вещество (ОВ) осадочных отложений.
На территории ВКВ в результате геолого-разведочных работ, выполненных до 1990 г., встречено большое число нефтегазопроявлений и открыто более десятка месторождений УВ с залежами в интервале разреза от сармата до средней юры на глубине от 950 до 6000 м. Значительное число месторождений выработано. На большей части территории впадины и ее обрамления разведаны газовые, чаще газоконденсатные, месторождения. Нефтяные залежи появляются в южной части впадины. Газонефтяные и нефтегазоконденсатные месторождения приурочены к юрским отложениям. Газовые и газоконденсатные месторождения тяготеют к нижнемеловым отложениям.
В регионе установлено четыре типа жидких УВ флюидов. Первый тип заключен в бат-байосских и келловейских терригенных образованиях, распространен на большей части впадины и представлен конденсатами и конденсатоподобными нефтями разной плотности (0,772—0,823 г/см3). Второй тип заключен в карбонатных образованиях оксфорда и представлен достаточно легкими нефтями (0,838—0,840 г/см3). Третий тип заключен в тер-ригенных образованиях нижнего мела, распространен наиболее широко и представлен газоконденсатами плотностью во впадине 0,764—0,800 г/см3, а на Адыгейском выступе 0,705—0,827 г/см3.
Жидкие УВ флюиды четвертого типа выделяются в пределах северо-восточного бортового обрамления впадины на территории Армавиро-Невинномысского вала в отложениях нижнего мела и палеоцен-эоцена. Отличительной чертой газоконденсатов является высокая плотность (0,867—0,871 г/см3) и большое содержание твердых парафинов (17,1— 22,3%). Нефти (по О.А. Радченко, 1967, и В.С. Котову, 1967) относятся к «фильтрованным», которые в процессе миграции претерпели преобразования с осаждением в глубоких горизонтах нижнего мела тяжелых и высокотемпературных фракций и поступлением более легких фракций в верхние горизонты палеоцен-эоцена.
По нашему мнению, источником рассматриваемой флюидной системы могут быть нефти карбонатных образований триаса, отличающиеся в Восточном Предкавказье максимальной термической превращенностью и аномально высокими концентрациями твердых парафинов (до 40%). Путями их поступления вместе с парами конденсационной воды и высокими концентрациями СО2 за счет гидролиза карбонатных минералов триасового комплекса служила Армавиро-Невинномысская система разломов. Смесь паров воды и углекислого газа обладает при повышенных температурах повышенной растворяющей способностью, особенно по отношению к высокомолекулярным соединениям ОВ. В глубинных частях ВКВ прогнозируются аналогичные флюидные системы (особенно в зонах разломов) подобного генезиса.
Таким образом, использование информации о гидрогеологической характеристике региона в общем комплексе геолого-геохимических исследований позволяет с большей степенью вероятности выделять в разрезе и по площади ВКВ зоны с разным количеством УВ флюидов.
ЛИТЕРАТУРА
Соловьев Б.А., Левшунова С.П., Подкорытов Н.Г., Евсюкова И.И. Перспективы поисков нефти и газа в Восточно-Кубанской впадине // Геология нефти и газа. 2010. №1. С. 8—16.
