CC BY
16УДК 553.982.2
Ш.Ш. Заурбеков, д.г.-м.н., профессор, первый проректор, Грозненский государственный нефтяной технический университет (ГГНТУ) им. акад. М.Д. Миллионщикова (Грозный, Чеченская Республика, Россия), e-mail: [email protected]; М.Ш. Минцаев, д.т.н., доцент, проректор по НРиИ, ГГНТУ им. акад. М.Д. Миллионщикова (Грозный, Чеченская Республика, Россия), e-mail: [email protected]; С.В. Черкасов, к.г.-м.н., зам. директора по НР, Государственный геологический музей им. В.И. Вернадского РАН (Москва, Россия), e-mail: [email protected]; М.М. Лабазанов, к.г-м.н., доцент, ГГНТУ им. акад. М.Д. Миллионщикова (Грозный, Чеченская Республика, Россия), e-mail: [email protected]; А.А. Шаипов, к.г-м.н., доцент, ГГНТУ им. акад. М.Д. Миллионщикова (Грозный, Чеченская Республика, Россия), e-mail: [email protected]; З.М.-Э. Дамзаев, аспирант, ГГНТУ им. акад. М.Д. Миллионщикова (Грозный, Чеченская Республика, Россия), e-mail: [email protected]
Перспективы нефтегазоносности и дальнейшие направления геолого-разведочных работ в пределах Терско-Сунженской нефтегазоносной области
В осадочном чехле Терско-Сунженской нефтегазоносной области к настоящему времени выявлено три нефтегазоносных комплекса, разобщенных региональными флюидоупорами: неогеновый, эоцен-верхнемеловой и предположительно перспективный межсолевой. Судя по мировому опыту глубокого и сверхглубокого бурения, упомянутый диапазон глубин характеризуется преимущественно газовым состоянием углеводородных систем, а также высокими значениями газового фактора. При этом в данном диапазоне, особенно на глубинах более 5 км, поиски нефтегазовых залежей в основном осуществляются в условиях высоких температур и давлений. В пределах изучаемого региона поверхностных нефтегазопроявлений из верхнеюрских отложений не наблюдается. Однако проводившиеся в течение многих лет полевые геологические работы в полосе выходов юрских отложений позволили в свое время достаточно высоко оценить их перспективы в отношении нефтегазоносности. В интервале разреза от кровли верхней юры до кровли нижней солевой толщи юры наилучшими флюидоупор-ными свойствами, очевидно, обладает верхняя солевая толща, имеющая сложное строение и содержащая в своем составе как коллекторские, так и флюидоупорные породы. В связи с установлением нефтегазоносности валанжин-верхнеюрских надсолевых отложений на ряде площадей Терско-Сунженской нефтегазоносной области вполне очевидна целесообразность продолжения поискового бурения на верхние солевые и межсолевые образования, учитывая их региональный характер, мощности и коллекторские свойства, схожие по своим геофизическим параметрам с мощными нефтенасыщенными верхнемеловыми отложениями. Решение задач, связанных с поисками нефти в межсолевых образованиях верхней юры, требует проведения дополнительного поисково-разведочного бурения с такой конструкцией скважин, которая обеспечивала бы сверхглубокое бурение и нормальное функционирование скважины при наличии H2S и CO2 в добываемой углеводородной смеси. Прогноз нефтегазоносности отложений верхней юры в первую очередь основывается на использовании конкретных сведений о пространственной зональности и этажности распределения углеводородных скоплений в данной нефтегазоносной области, влиянии термобарических условий с учетом изученности таких закономерностей в России и зарубежных странах.
Ключевые слова: месторождение, залежь, углеводороды, коллектор, бурение, дебит, скважина, мощность, нефтегазонос-ность, соленосность, глинистость.
Sh.Sh. Zaurbekov, Grozny State Oil Technical University (GSOTU) named after acad. M.D. Millionshchikov (Grozny, Chechen Republic, Russia), D.Sc. (Geology and Mineralogy), Professor, First Vice-Rector, e-mail: [email protected]; M.Sh. Mintsayev, GSOTU named after acad. M.D. Millionshchikov (Grozny, Chechen Republic, Russia), D.Sc. (Engineering), Assistant Professor, Vice-Rector for Scientific Work and Research, e-mail: [email protected]; S.V. Cherkasov, Vernadsky State Geological Museum of Russian Academy of Sciences (Moscow, Russia), Cand.Sc. (Geology and Mineralogy), Deputy Director for Scientific Research, e-mail: [email protected]; M.M. Labazanov, GSOTU named after acad. M.D. Millionshchikov (Grozny, Chechen Republic, Russia), Cand.Sc. (Geology and Mineralogy), Assistant Professor, e-mail: [email protected]; A.A. Shaipov, GSOTU named after acad. M.D. Millionshchikov (Grozny, Chechen Republic, Russia), Cand.Sc. (Geology and Mineralogy), Assistant Professor, e-mail: [email protected]; Z.M.-E. Damzayev, GSOTU named after acad. M.D. Millionshchikov (Grozny, Chechen Republic, Russia), PhD candidate, e-mail: [email protected]
GEOLOGY
Petroleum potential and further directions for geological exploration works within the Tersko-Sunzhenskaya oil-and-gas bearing area
Three oil and gas complexes dissociated by regional fluid seals, including Neogene, Eocene-Upper Cretaceous and presumably prospective intersalt, have currently been identified in the sedimentary cover of the Tersko-Sunzhenskaya oil-and-gas bearing area. Based on international experience of deep and superdeep drilling, the depth range specified is characterized mainly by gaseousness of hydrocarbon systems, as well as high values of the gas factor. In addition, oil and gas deposits are mainly searched for in this range, especially at depths of more than 5 km, in conditions of high temperatures and pressure. Within the region surveyed, there are no surface oil and gas shows from the Upper Jurassic sediments. However, field geological works performed for many years in the Jurassic basset ribbon made it possible to give high estimate to their perspectives in relation to petroleum potential. Upper saltair with complex structure and consisting of oil reservoir and fluid-resistant rocks, obviously has the best fluid-resistant properties in the section interval from Malm roof to the Jurassic lower saltair roof. In connection with determination of petroleum potential of the Valanginian-Upper Jurassic suprasalt sediments in some areas of the Tersko-Sunzhenskaya oil-and-gas bearing area, there is an obvious reasonability to continue prospecting drilling on the upper salt and intersalt formations based on their regional nature, capacity and reservoir properties similar in terms of their geophysical parameters to heavy oil-saturated Upper Cretaceous sediments. Solution of tasks associated with oil exploration in Malm intersalt formations requires additional exploration drilling with such a well structure that would provide superdeep drilling and normal well operation in the presence of H2S and CO2 in the hydrocarbon mixture produced. Forecast of petroleum potential and Malm sediments is based primarily on use of specific information about hydrocarbon spatial zoning and distribution height in this oil-and-gas bearing area, influence of thermobaric conditions, taking into account knowledge of such behavior in Russia and other countries.
Keywords: field, deposit, hydrocarbon, reservoir, drilling, flow rate, well, capacity, petroleum potential, salinity, clay content.
Сведения о нефтегазоносности верхнеюрских отложений Терско-Сун-женской нефтегазоносной области (ТСНГО) изложены в работах многих исследователей [1, 2, 3, 4, 5 и др.]. Залежи углеводородов (свыше 100) установлены в неогеновых, палеогеновых, меловых и юрских отложениях и сгруппированы в три нефтегазоносных этажа. Нижний, мезозойский - преимущественно нефтегазоконденсатный (предположительно); средний, мезозо-йско-кайнозойский - преимущественно нефтегазоносный; верхний, кайнозойский - нефтеносный. Этажи отличаются характером нефтегазоносности и разделены мощными региональными флюидоупорами: соленосной титон-ской и глинистой майкопской сериями. Практикой изучения различных
нефтегазоносных бассейнов доказана вертикальная зональность в распределении углеводородных (УВ) скоплений различного вещественного состава. При этом в разнотипных по истории развития регионах установлено существование на глубинах 5-7 км разных по физико-химической специфике УВ-скоплений в сходных термобарических условиях. Судя по мировому опыту глубокого и сверхглубокого бурения, упомянутый диапазон глубин характеризуется преимущественно газовым состоянием углеводородных систем, а также высокими значениями газового фактора. При этом в данном диапазоне (особенно на глубинах более 5 км) в основном осуществляются поиски нефтегазовых залежей в условиях высоких температур и давлений.
В пределах изучаемого региона поверхностных нефтегазопроявлений из верхнеюрских отложений не наблюдается. Однако проводившиеся в течение многих лет полевые геологические работы в полосе выходов юрских отложений позволили в свое время достаточно высоко оценить их перспективы в отношении нефтегазоносности. Планомерные поисково-разведочные работы 1960-1990-х гг. на таких площадях, как Заманкульская, Харбижинская, Мал-гобек-Горская, Арак-Далатерекская, Ахловская, Старогрозненская, завершились открытием залежей углеводородов в надсолевых, а на Датыхской площади - в солевых и межсолевых отложениях. В пределах Черногорской тектонической зоны верхнеюрские отложения были вскрыты и опробованы скважи-
Ссылка для цитирования (for references):
Заурбеков Ш.Ш., Минцаев М.Ш., Черкасов С.В., Лабазанов М.М., Шаипов А.А., Дамзаев З.М.-Э. Перспективы нефтегазоносности и дальнейшие направления геолого-разведочных работ в пределах Терско-Сунженской нефтегазоносной области // Территория «НЕФТЕГАЗ». - 2015. - № 3. -С. 63-68.
Zaurbekov Sh.Sh., Mintsayev M.Sh., Cherkasov S.V., Labazanov M.M., Shaipov A.A., Damzayev Z.M.-E. Perspektivy neftegazonosnosti i dal'nejshie napravlenija geologo-razvedochnyh rabot v predelah Tersko-Sunzhenskoj neftegazonosnoj oblasti [Petroleum potential and further directions for geological exploration works within the Tersko-Sunzhenskaya oil-and-gas bearing area]. Territorija «NEFTEGAZ» = Oil and Gas Territory, 2015, No 3. P. 63-68.
Таблица. Физико-химические свойства нефти верхнеюрских отложений Table. Physical and chemical properties of oil of the Upper Jurassic sediments
о о Температура, 0С Temperature, 0С Содержание, % Content, % Перегоняется, в % при температуре: Distilled over in % at temperature:
Площадь Area № скв. Well No. Интервал, м Interval, m Плотность, кг/м3 при 2( Density, kg/m3 at 20 0 Застывание Freezing Вспышка Flashout Кокс Charred coal Сера Sulfur Смолы Resins Асфальтены Asphaltenes Парафины, Т 0С Mineral waxes, T 0С 100 150 200 250 300 350 360 /м3 m/3 = зГ
Датых Datykh 15 22183083 854,7 -18 1,83 0,14 4,52 0,72 5,6 2,0 9,0 20,0 35 52 68 80
Датых Datykh 15 31123078 785,7 8 18 32 46 50 24,2
Датых Datykh 15 33153355 825,1 10,7 0,06 5,66 18 26 42 56 70
Харбижин Kharbizhin 15 50955170 837,6811,6 0 -35 0,4 0,26
Харбижин Kharbizhin 14 51305150 823,3 -28 0,8 0,24 1,49 0,41 10,1; 53
Заманкул Zamankul 804,9834,9 0,65 0,13 10,7; 1,62 0,25 8,7; 52
Арак-Далатарек Arak-Dalatarek 19 54005300 832,6 10 0,32 0,03 38 0,08 19,2 1,0 12 33 52
Мал гобек-Вознесенское Malgobek-Voznesenskoye 901 45564630 728,9809,9 0,04; 0,99 0,14; 0,27 7,17 0,29 2,54,4; 57
нами на Аргуданской, Первомайской, Датыхской, Сюретской, Варандийской, Элистанжинской, Аргунской и Беной-ской площадях. Результаты опробования приведены в таблице. В скважине № 3г Аргуданской площади в интервале 3252-3280 м были испытаны отложения нижней солевой толщи, из которых был получен незначительный приток воды с газом преимущественно метанового состава. Приток воды из нижней солевой толщи юры был получен также в скважине № 2г из интервала 3478-3511 м. Проба воды представляет собой рассол хлоркальциевого типа (по В.А. Сулину) с минерализацией 11786,7 мг-экв/л. Нефтепроявлений в процессе бурения скважин Аргуданской площади не отмечалось.
Верхнеюрские отложения Датыхской площади были вскрыты несколькими скважинами, бурение которых сопровождалось многочисленными газопроявлениями. В скважине № 12
при испытании первого интервала был получен приток сухого углеводородного газа с содержанием метана 97,52%. При испытании второго интервала был получен приток газа с содержанием метана 91,38%. Расчетный дебит оценивается 770 тыс. м3/сут. В газе содержится до 6,5% сероводорода. После окончания бурения в процессе освоения скважины из интервала 4330-4265 м был получен приток газа дебитом 250 тыс. м3/сут. через 8-миллиметровый штуцер, содержание сероводорода составляет 6,5%. В скважине № 15 Датыхской площади в процессе бурения на юрские отложения были испытаны три интервала: 3076-3112 м,3180-3155 м и 3315-3355 м. В интервале 3076-3112 м при опробовании в процессе бурения верхней солевой толщи был получен приток нефти и газа с содержанием сероводорода 7,5%. Дебит нефти составил 315 м3/сут., дебит газа - 122 тыс. м3/
сут. Нефть легкая, плотность ее в стандартных условиях - 785,7 кг/м3. Кроме того, из этого интервала был получен пластовый рассол с минерализацией 9319,3 мг-экв/л хлоркальциевого типа. Низы верхней солевой толщи и межсолевые отложения верхней юры были опробованы после окончания бурения в интервале 3315-3355 м, из которого через 8-миллиметровый штуцер был получен приток жидкости дебитом 145 м3/сут. Загрязнение продукции составило 50%. Дебит газа - около 15 тыс. м3/сут., дебит воды - 72 м3/сут. Таким образом, в скважине № 15 Датыхской площади установлен один нефтяной интервал в низах верхней солевой толщи и один газовый - в верхах межсолевой толщи верхней юры. В пределах Сунженской антиклинальной зоны юрские отложения частично вскрыты и опробованы в скважинах Заманкульской, Харбижинской, Кара-булак-Ачалукской и Старогрозненской
площадей. На Харбижинской площади в 1981 г. испытанием поисковой скважины № 15 в интервале 5090-5170 м была открыта залежь нефти в верхнеюрских отложениях. Дебит нефти через 3-миллиметровый штуцер составил 20 м3/сут. Приток нефти приурочен к низам надсолевой и верхней частей солевой толщи юры. Попутный газ преимущественно метановый по составу, относительная плотность его - 792 кг/м3. В газе содержится до 5,5% сероводорода. Нефть легкая, 811,2-823,3 кг/м3, слабосернистая, слабопарафинистая. Впоследствии верхнеюрские отложения были вскрыты скважинами № 16, 17, 21, 19, 23, 24, 25, 26. Залежь находится в консервации из-за отсутствия специального оборудования. На площади Заманкульской верхнеюрские надсолевые отложения промышленно нефтеносны. Залежь вступила в опытную эксплуатацию в 1965 г. Начальный ВНК проводился на отметке 3193 м. В пределах ВН К залежь имеет длину 8 км, ширину - 1,1 км, высота ее составляет 102 м. Залежь относится к массивному типу. Попутные газы преимущественно метановые по составу, относительная плотность - 0,810 г/см3. Нефть легкая, 805 кг/м3, слабосернистая, слабопарафинистая. Воды верхнеюрских отложений Заманкульской площади высокоминерализованные (до 3097 мг-экв/л), слабосульфатные (до 20 мг-экв/л), относятся к хлоркальциевому типу (по В.А. Сулину). Содержание в водах йода не превышает 21,3 мг/л, брома - 136,8 мг/л. С целью разведки подсолевых юрских отложений на Заманкульской площади были заложены скважины № 84 и 88, в процессе бурения которых отмечались многочисленные газопроявления и выходы газированных пачек. В скважине № 89 в интервале 5089-5438 м имело место обильное водопроявление. Выходившая вода имела минерализацию 12196,58 мг-экв/л и характеризовалась аномально высоким содержанием микроэлементов: йода - 115,3 мг/л, брома - 1017,7 мг/л, боратов - 6423,9 мг/л. По заключению лаборатории гидрогеологии и геохимии СевКавНИПИнефть, полученная проба представляет собой рассол растворения. В пределах Старогрозненской площади юрские отложения были вскрыты лишь скважиной № 728. При проходке юрских отложений отмечались разгазирования бурового раствора. При испытании надсолевых отложений в интервале 5506-5570 м получен приток УВ с большим содержанием сероводорода. Межсолевые отложения в скважине № 728 вскрыты не были.
Юрские отложения Терской антиклинальной зоны опробованы на Арак-Далатарекской, Ахловской, Малгобек-Горской, Эльдаровской и Хаян-Кортовской площадях. Юрские отложения Ахловской площади были вскрыты скважинами № 944 и 948. В ходе бурения здесь отмечались многочисленные разгазирования бурового раствора. В процессе освоения скважины № 944 в интервале 4865-4922 м отмечался выход воды с газом с наличием сероводорода. Проведенные исследования, однако, показали, что приток воды был из верхнемеловых отложений в месте стыковки колонны на глубине 2985 м. В интервале 4644-4674 м из валанжинских отложений был получен фонтанный приток газированной нефти с дебитом 328 м3/сут., и высоким содержанием сероводорода (6,3%). В скважине № 948 юрские
ПОЗДРАВЛЯЕМ ГЛАВНОЕ ВЫСШЕЕ УЧЕБНОЕ ЗАВЕДЕНИЕ РОССИЙСКОГО НЕФТЕГАЗОВОГО СООБЩЕСТВА, ОДИН ИЗ ВСЕМИРНО ИЗВЕСТНЫХ ЦЕНТРОВ ОТЕЧЕСТВЕННОЙ НАУКИ С 85-ЛЕТИЕМ СО ДНЯ ОБРАЗОВАНИЯ!
С каждым годом расширяются международные контакты и сотрудничество вашего вуза, повышается его международный престиж, достигаются новые успехи по созданию международного бренда современного инновационного университета, осуществляющего подготовку кадров мирового уровня для нефтегазового комплекса. Наши вузы исторически связывало тесное научное сотрудничество по многим важнейшим направлениям нефтегазовой отрасли. Продолжаются эти традиции и сегодня.
Ученые РГУ приняли самое активное участие в проектировании термальных скважин в рамках пилотного проекта по созданию опытно-промышленной геотермальной станции на Ханкальском месторождении Чеченской Республики, который реализуется силами ГГНТУ и его стратегических партнеров. Надеемся, что и в дальнейшем наши вузы будут поддерживать верные традиции во всех направлениях сотрудничества!
Виктор Георгиевич, желаем Вам и коллективу РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина реализации самых смелых планов, крепкого здоровья, неиссякаемой энергии, удачи и оптимизма на пути служения отечественной науке и образованию!
Ректор ГГНТУ
им. акад. М.Д. Миллионщикова, д.э.н., профессор Х.Э. Таймасханов
Рис. Перспективные направления ГРР Fig. Promising areas of exploration works
надсолевые отложения были испытаны в процессе бурения в интервале 5393-5500 м, из которого был получен незначительный затухающий приток углеводородного газа. После окончания бурения и проведения кислотных обработок притока из юрских отложений получено не было. На Малгобек-Горской площади залежь углеводородов в надсолевых юрских отложениях была открыта в 1971 г. при опробовании скважины № 901 и подтверждена в 1973 г. результатами испытания скважины № 906. В скважине № 901 из интервала 3556-4630 м был получен фонтанный приток газоконденсата с дебитом 43,5 м3/сут., газа - 33 тыс. м3/сут. и воды - 16 м3/сут. В скважине № 906 притоки были получены из интервала 4490-4540 м и были значительно ниже, чем в № 901. Дебит нефти составил 23 т/сут., газа - 22 тыс.
м3/сут., воды - 2 т/сут. Отмечался сильный запах сероводорода. Всего притоки углеводородов из верхнеюрских надсолевых отложений были получены в пяти скважинах - № 864, 879, 901, 906, 919. Начальное положение ВН К приурочено к отметке 4000 м. Залежь по типу массивная, водоплавающая. Размеры залежи - 24,8 х 0,6 км, высота - 260 м. Газы верхнеюрской залежи жирные, с относительно низким содержанием метана до 55%. В газе содержится до 7,5% сероводорода. Относительная плотность газа (по воздуху) - 0,698-0,886 г/см3. Залежь находится в консервации из-за отсутствия специального антикоррозионного оборудования. Пластовые воды верхнеюрских надсолевых отложений Малгобек-Горской площади относятся к хлоркальциевому типу (по В.А. Сулину), слабосульфатные, высокоминерализованные.
В свойствах пластовых нефтей Тер-ско-Сунженской нефтегазоносной области отмечается общая зональная тенденция: с увеличением глубины в пластовых углеводородных системах увеличивается доля легких компонентов, следствием чего является увеличение пластового газового фактора, объемного коэффициента и уменьшения вязкости, плотности пластовой и дегазированной нефти (табл.). Таким образом, изменяющиеся с глубиной термобарические условия в определенной степени контролируют как состав, так и свойства углеводородных скоплений в соответствующих отложениях. На основании анализа нефтегазонос-ности мезо-кайнозойских отложений Терско-Сунженской нефтегазоносной области можно сделать вывод, что крупные скопления углеводородов прогнозируются под мощной верхней
GEOLOGY
солевой толщей верхней юры, где, как в скважине № 12 Датыхской площади, были получены промышленные притоки углеводородного газа. В остальной части разреза мезозоя присутствуют только маломощные покрышки, сложенные как глинисто-карбонатными породами (берриас), так и маломощными карбо-натно-сульфатными породами (валан-жин). Тем не менее и в вышележащих отложениях верхней юры (карбонатная надсолевая толща) также возможно обнаружение залежей углеводородов, но значительно меньших по размерам. Такие залежи встречены в валан-жин-верхнеюрских надсолевых карбонатных отложениях на площадях Датых, Заманкул, Старогрозненское, Харбижин, Арак-Далатерек, Малгобек-Горское. При этом необходимо отметить, что основные скопления углеводородов в этой части разреза приурочены к структурам различной степени дислоцированности, но обязательно к участкам обязательного развития мощных сульфатно-со-леносных толщ в отложениях верхней солевой юры.
В интервале разреза от кровли верхней юры до кровли нижней солевой толщи юры наилучшими флюидоупор-ными свойствами, очевидно, обладает верхняя солевая толща, имеющая сложное строение и содержащая как коллекторские, так и флюидоупорные породы.
В связи с установлением нефтегазо-носности валанжин-верхнеюрских надсолевых отложений на ряде площадей Терско-Сунженской нефтегазоносной области вполне очевидна целесообразность продолжения поискового бурения на верхние солевые и межсолевые образования, учитывая их региональный характер, мощности и коллекторские свойства, схожие по своим геофизическим параметрам с мощными нефте-насыщенными верхнемеловыми отложениями.
Учитывая специфику продуктивных горизонтов титонских отложений верхней юры, коллекторские и экранирующие свойства пород, глубины их залегания, дебиты скважин и прочие факторы (в т.ч. технико-экономические), целе-
сообразнее бурение на межсолевые образования, по своему строению и коллекторским свойствам схожие с вы-сокодебитными верхнемеловыми пластами, что дает возможность «возврата» или «приобщения» предположительно продуктивных солевых и надсолевых отложений верхней юры. Решение задач, связанных с поисками нефти в межсолевых образованиях верхней юры, требует постановки дополнительного поисково-разведочного бурения с такой конструкцией скважин, которая обеспечивала бы сверхглубокое бурение и нормальное функционирование скважины при наличии Н^ и С02 в добываемой углеводородной смеси.
С целью детального изучения геологического строения, прогноза коллек-торских свойств и уточнения строения верхнеюрских отложений выделение перспективных объектов и подготовки поисково-разведочного бурения необходимо проведение детальных сейсмических исследований МОВ ОГТ 2D и 3D.
TfFlottweg
\Т Separation Technology
Engineered Far Your Success
ТРИКАНТЕРЫ®, ДЕКАНТЕРЫ, СЕПАРАТОРЫ И КОМПЛЕКСНЫЕ СИСТЕМЫ FLOTTWEG
Для нефтегазовой и нефтехимической отраслей промышленности по всему миру
■ Переработка нефтешламов • Разделение ловушечной нефти, стойких эмульсий • Комплексы для очистки резервуаров от донных отпожений • Отмывка замазученных грунтов • Очистка бурового раствора и регенерация барита * Европейский стандарт качества и взрывоэащиты Максимальное извлечение нефти и прибыль -
вот Ваши преимущества благодаря кашей технологии и многолетнему опыту!
а правах рекламы
ООО «ФлоттвегМоскау» • Технопарк «Орбита» - ул. Кулакова, д.20, стр.1 В* 123592. г. Москва Тел./факс; +7 (495) 781 S3 13,8 800 500 75 17 ■ E-Mail: [email protected] ■ www.floltweg.com
В свете имеющихся данных геолого-геофизической изученности района предлагается опробование бурением трех структур (Малгобек-Горская, Старогрозненская, Датых), каждая из которых находится в пределах одной из трех тектонических зон,контролирующих основные скопления нефти и газа Терско-Сунженской нефтегазоносной области (рис.). По полученным результатам можно будет прогнозно оценить
нефтегазоносность титонских отложений верхней юры, принимая во внимание их региональный характер, по всей территории Терско-Сунженской нефтегазоносной области. Прогноз нефтегазоносности отложений верхней юры в первую очередь основывается на использовании конкретных сведений о пространственной зональности и этажности распределения углеводородных скоплений в
данной нефтегазоносной области, влиянии термобарических условий, с учетом изученности таких закономерностей в России и зарубежных странах. Не менее важное значение имеют фактические этажность размещения УВ в пределах самого месторождения, вертикальная зональность изменения фазовых и геохимических особенностей углеводородов в залежи.
References:
1. Kudryavtsev N.A. Genezis nefti i gaza [Genesis oil and gas]. Trudy VNIGRIL = Works of VNIGRIL. Moscow, Nedra PubL, 1973. 213 p.
2. VarLamova S.V., DaniLenko T.A., Zuykova O.N., et aL. Avtorskijnadzorza burjashhimisja «solevymi» i «podsolevymi» jurskimiskvazhinami «Groznefti». Razdel 5 «Sostojanie poiskovo-razvedochnogo burenija na ploshhadjah Karabulak-Achaluki i Zamankul (litologo-stratigraficheskaja harakteristika razrezovskvazhin)» [Designer supervision of drilled salt and subsaLt Jurassic wells of Grozneft. Section 5 «Status of exploration drilling on the Karabulak-Achaluki and Zamankul areas (LithoLogic and stratigraphic characteristics of well sections)»]. Grozny, SevKavNIPIneft, 1983. 14 p.
3. OreL V.Ye., Raspopov Yu.V., Skripkin A.P., et aL. Geologijaineftegazonosnost'Predkavkazja [Geology and petroleum potential of the Pre-Caucasian region]. Moscow, GEOS PubL., 2001. 299 p.
4. Arutyunova N.M., et aL. Poiskinefti igaza na bol'shih glubinah za rubezhom [OiL and gas expLoration at deep depths abroad]. Serija «Neftegazovaja geoLogija i geofizika» [Series «OiL and Gas GeoLogy and Geophysics»]. Moscow, 1978. 36 p.
5. Safonova G.I. Katageneticheskie izmenenija neftej v zaLezhah [Catagenetic changes of oiL in deposits]. Trudy VNIGNI = Works of VNIGNI, Issue 145, Moscow, Nedra PubL., 1974. 152 p.
6. Labazanov M.M. Strukturnye i litologo-facial'nye kriterii neftegazonosnosti glubokopogruzhennyh otlozhenij verhnej jury Tersko-Sunzhenskoj neftegazonosnojoblasti: diss. kand. geol.-min. nauk [StructuraL and Lithofacies criteria of petroLeum potentiaL of deep MaLm sediments of the Tersko-Sunzhenskaya oiL-and-gas bearing area: Ph.D. thesis in GeoLogicaL and MineraLogicaL Science]. StavropoL, 2011. 145 p.
7. Shaipov A.A. Kriterii neftegazonosnosti podsolevyh verhnejurskih otlozhenij Tersko-Sunzhenskoj zony dislokacij: diss. kand. geol.-min. nauk [PetroLeum potentiaL criteria of the Upper Jurassic subsaLt sediments of the Tersko-Sunzhenskaya disturbed beLt: Ph.D. thesis in GeoLogicaL and MineraLogicaL Science]. StavropoL, 2007. 129 p.
8. Otchet o nauchno-issledovatel'skoji opytno-konstruktorskojrabote po Dogovoru № 02.G25.31.0056 igosudarstvennomuzadaniju Minobrazovanija RF № 13.1738.2014/K [Report on scientific research and deveLopment work under Contract No. 02.G25.31.0056 and state assignment of the Ministry of Education and Science of the Russian Federation No. 13.1738.2014/K].
9. Shaipov A.A., Labazanov M.M., Khasanov M.A. Perspektivy neftegazonosnosti jurskih otLozhenij Tersko-Kaspijskogo peredovogo progiba [PetroLeum potentiaL of the Jurassic sediments of the Tersko-Caspian foredeep]. Trudy GGNI = Works of GSOI, Issue 7, Grozny. 290 p.
10. Gridin V.A. Labazanov M.M. LitofaciaL'naja harakteristika i zakonomernosti rasprostranenija koLLektorov titonskih otLozhenij verhnej jury Tersko-Sunzhenskoj neftegazonosnoj obLasti [LithofaciaL characteristics and patterns of reservoir distribution of Tithonian MaLm sediments of the Tersko-Sunzhenskaya oiL-and-gas bearing area]. Vestnik Severo-Kavkazskogo gosudarstvennogo tehnicheskogo universiteta = Bulletin of the North-Caucasian State Technical University. StavropoL, 2011, No. 2 (27).
11. Daukaev A.A. Sostojanie izuchennosti i perspektivy neftegazonosnosti jursko-meLovyh otLozhenij Severnogo Kavkaza [North Caucasus Jurassic-Cretaceous sediments state of knowLedge and oiL and gas prospects]. Geologija i razvedka = Geology and Exploration, 2011, No. 6. P. 43-48.
Литература:
1. Кудрявцев Н.А. Генезис нефти и газа // Труды ВНИГРИЛ. - М.: Недра, 1973. - 213 с.
2. Варламова С.В., Даниленко Т.А., Зуйкова О.Н. и др. Авторский надзор за бурящимися «солевыми» и «подсолевыми» юрскими скважинами «Грознефти». Раздел 5 «Состояние поисково-разведочного бурения на площадях Карабулак-Ачалуки и Заманкул (литолого-стратиграфическая характеристика разрезов скважин)». Грозный: СевКавНИПИнефть, 1983. - 14 с.
3. Орел В.Е., Распопов Ю.В., Скрипкин А.П. и др. Геология и нефтегазоносность Предкавказья. - М.: ГЕОС, 2001. - 299 с.
4. Арутюнова Н.М. и др. Поиски нефти и газа на больших глубинах за рубежом. - М., 1978. - (Серия «Нефтегазовая геология и геофизика»). - 36 с.
5. Сафонова Г.И. Катагенетические изменения нефтей в залежах // Труды ВНИГНИ. - Вып. 145. - М.: Недра, 1974. - 152 с.
6. Лабазанов М.М. Структурные и литолого-фациальные критерии нефтегазоносности глубокопогруженных отложений верхней юры Терско-Сунжен-ской нефтегазоносной области: дисс. канд. геол.-мин. наук. - Ставрополь, 2011. - 145 с.
7. Шаипов А.А. Критерии нефтегазоносности подсолевых верхнеюрских отложений Терско-Сунженской зоны дислокаций: дисс. канд. геол.-мин. наук. - Ставрополь, 2007. - 129 с.
8. Отчет о научно-исследовательской и опытно-конструкторской работе по Договору № 02.G25.31.0056 и государственному заданию Минобразования РФ № 13.1738.2014/К.
9. Шаипов А.А., Лабазанов М.М., Хасанов М.А. Перспективы нефтегазоносности юрских отложений Терско-Каспийского передового прогиба // Труды ГГНИ. - 7 вып. - Грозный, 2008. - 290 с.
10. Гридин В.А. Лабазанов М.М. Литофациальная характеристика и закономерности распространения коллекторов титонских отложений верхней юры Терско-Сунженской нефтегазоносной области // Вестник Северо-Кавказского государственного технического университета. - Ставрополь, 2011. - № 2 (27).
11. Даукаев А.А. Состояние изученности и перспективы нефтегазоносности юрско-меловых отложений Северного Кавказа // Геология и разведка. -2011. - № 6. - С. 43-48.
