CC BY
309
ТЕРСКО-КАСПИЙСКИЙ ПЕРЕДОВОЙ ПРОГИБ -ПЕРСПЕКТИВЫ ГЛУБОКОЗАЛЕГАЮЩИХ ОТЛОЖЕНИЙ И РЕКОМЕНДАЦИИ НА ПОСТАНОВКУ ГЕОЛОГО-РАЗВЕДОЧНЫХ РАБОТ НА НЕФТЬ И ГАЗ (ИНГУШЕТИЯ, ЧЕЧНЯ, ДАГЕСТАН)
И.В. Истратов (ООО «Газпром ВНИИГАЗ»)
Об освоении глубоких горизонтов Северо-Кавказского и смежных регионов
Буровыми работами в ряде регионов мира подтверждено, что на глубинах порядка 7000 м залегают породы-коллекторы (как терригенные, так и карбонатные) с удовлетворительными фильтрационно-емкостными свойствами, которые обеспечивают дебиты по скважинам - 3-6 млн м3/ сут газа, 50-300 т/сут нефти, до 200 т/сут конденсата. Эти глубины осваиваются на юге Российской Федерации - в Астраханской области, Краснодарском крае, Ингушетии, Чечне, Дагестане и в нефтегазодобывающих районах Азербайджана (о. Булла - нефть добывается с глубины 5755 м, Булла-море - газ - с глубины 6200 м, Шах-Дениз - газоконденсат - с глубины 6300-7200 м). По прогнозам азербайджанских ученых Ш.Ф. Мехтиева, С.Г. Салаева, сделанным еще в 1980-х гг., нефтяные и газовые скопления в Южно-Каспийском регионе следует ожидать на глубинах до 9000 м.
Имеющийся нефтегазовый потенциал российской части Черноморского шельфа определяется наличием нефтегазоматеринских толщ, структур-ловушек, пород-коллекторов, пород-флюидоупоров и установленной промышленной нефтегазоносностью на смежных участках суши. По данным ФГУП ВНИГНИ, НСР газа на 01.01.2006 г. российского шельфа Черного моря, включая Керченско-Таманский прогиб (КТП), составляют всего 18 млрд м3 газа (Азовского моря - 300 млрд м3), в том числе по категориям С3 - 3 млрд м3, Д1+2 - 15 млрд м3.
Наиболее перспективными нефтегазоносными объектами в российском секторе Черного моря являются предполагаемые верхнеюрские биогермные образования вала Шатского (глубины 5,0-7,0 км) и Анапского выступа, брахиантиклинальные олигоцен-миоценовые складки Туапсинского прогиба и олигоцен-миоценовые структуры в КТП (глубина залегания терригенного комплекса 3,5-4,5 км). Их суммарные ресурсы могут быть оценены в 7 млрд т у. т.
В последние годы активизируются геолого-разведочные работы в Западно-Кубанском прогибе с целью освоения нового перспективного направления - поисков месторождений углеводородов (УВ) в верхнеюрских отложениях. По данным В.П. Колесниченко и М.Ю. Острижного (2007 г.), предпосылками к этому послужили характерные аномалии сейсмической записи условий залегания в юрских отложениях, которые могут свидетельствовать о возможном развитии органогенных построек в верхнеюрском разрезе. Аналогами этих образований, по мнению упомянутых авторов, являются Кошехабльское месторождение Восточно-Кубанской впадины и нефтегазоносные структуры Южно-Хадыженской, Ширванской, Безводненской и других площадей зоны сочленения ЗападноКубанского прогиба и северного склона мегантиклинория Большого Кавказа. Подготовленная к поисковому бурению Крупская перспективная локальная структура имеет протяженность около 13 км и амплитуду более 170 м на глубине 6050 м. В 2007 г. забурена первая поисковая скважина Крупская-1 с полным вскрытием отложений верхней юры (проектная глубина - 6150 м).
Перспективы нефтегазоносности Терско-Каспийского передового прогиба
Средне-Каспийский (или Терско-Каспийский) нефтегазоносный бассейн имеет толщину осадочного чехла до 12 км и выполнен пермотриасовыми и мезозойско-кайнозойскими отложениями. Южная его часть представлена Терско-Каспийским передовым прогибом (ТКПП), разделенным Дагестанским структурным выступом (клином) на западную (Терско-Сунженскую) и восточную (Каспийскую) части. Промышленная нефтегазоносность, установленная в отмеченном стратиграфическом интервале разреза, позволяет говорить о наличии здесь нескольких очагов углеводоро-дообразования.
Кроме традиционных нефтегазоматеринских свит, общих для всего Северо-Кавказского региона, некоторыми исследователями обосновывается выделение глубинных источников флюидогене-рации. Последние локализуются в рамках передовых прогибов, заложенных еще на рифтовом этапе развития в позднепермское-триасовое время, и связаны с мантийными диапирами по вертикальным зонам деструкции земной коры.
Основную, западную часть ТКПП (25 тыс. км2) занимает Терско-Сунженская нефтегазоносная область (ТСНГО). Грозненский нефтегазоносный район этой области - один из старейших нефтедобывающих районов мира. За более чем вековую историю нефтегазогеологического изучения данной территории здесь было открыто около 40 месторождений, содержащих более 100 залежей нефти и газа на глубинах от нескольких сотен метров до 5,8 км.
Первый, являющийся основным нефтегазоносный комплекс представлен высокопродуктивными нефтегазонасыщенными гранулярными пластами-коллекторами. Они в свою очередь состоят из песчаников среднего миоцена, трещинно-кавернозных карбонатных коллекторов палеоцен-эоцена и верхнего мела, залегающих под мощным флюидоупором - олигоцен-нижнемиоценовыми (майкопскими) глинами (имеющими АВПД). Нижележащий нефтегазоносный комплекс отличается несколько меньшими запасами УВ, сосредоточенными в порово-трещинных коллекторах апта, бар-рема, трещинно-кавернозных известняках валанжина и надсолевой толще титона, экранированных глинами среднего и верхнего альба, карбонатно-сульфатной (средний валанжин) и терригенно-карбонатной (берриас) толщами-покрышками. Третий нефтегазоперспективный комплекс, содержащий промышленные скопления нефти и газа на больших глубинах, связан с межсолевыми и под-солевыми трещинно-кавернозными толщами известняков титона и оксфорда, трещинно-поровыми терригенными отложениями келловея и нижней-средней юры, для которых также надежной покрышкой являются сульфатно-галогенные образования титонского яруса верхней юры.
Суммарная толщина подсолевого нефтегазоносного комплекса ТКПП изменяется от 3,0 (Черногорская моноклиналь) до 0,5 км в осевой зоне ТСНГО. Глубина залегания кровли этих отложений варьирует от 3 км на южном борту прогиба до 8 км в восточной, погруженной части ТСНГО.
Промышленная продуктивность верхней юры установлена на Даттыхской площади (углеводородный газ из рифогенных доломитизированных известняков оксфордского и известняков титонского ярусов, скв. 12, 15), промышленный приток газа получен в скв. 25 Куркужин-Заюково, непромышленные притоки - на площадях Сюретской (скв. 3, берриас-титон), Первомайской (скв. 14, киме-ридж). Притоки нефти с газом получены на Харбижинской, Заманкульской, Карабулак-Ачалукской, Малгобек-Вознесенской площадях (титонский ярус).
Весь осадочный чехол ТСНГО пронизывают глубинные дизъюнктивы, уходящие корнями в под-фундаментную часть литосферы. Они не только сформировали современный структурный план рассматриваемой нефтегазоносной области, но и способствовали образованию очагов нефтегазо-генерации (по Б.А. Соколову), путей миграции (перетоков) флюидов, объектов аккумуляции и кон -сервации скоплений углеводородов. Следы геофлюидодинамических проявлений прослеживаются в виде вертикального столба серии газонефтяных залежей. Об этом писал С.Г. Неручев (1969 г.). изучая Карабулак-Ачалукское месторождение и отмечая отсутствие следов миграции нефти вне сводов структуры. Кроме названного месторождения, подобными качествами отличаются Алхазово-Малгобек-Вознесенское, Брагунское, Заманкульское, Минеральное, Октябрьское, Правобережное, Хаян-Кортовское, Эльдаровское, Ястребиное, а также многие газовые и газоконденсатные месторождения Предгорного Дагестана - Ачи-Су, Гаша, Димитровское, Махачкалинское, Тернаир и др. Перечисленные месторождения находятся в ловушках комбинированного типа с тектоническим, литологическим экранированием в терригенных пластах-коллекторах; массивного типа - в карбонатных резервуарах, приуроченных к зонам деструкции и дилатансии, причем зоны повышенной трещиноватости не всегда связаны со сводовыми частями надвиговых структур, чаще - с их крыльями и периклиналями.
Начальные ресурсы углеводородного сырья ТСНГО по существующим оценкам составляют около 1,5 млрд т у. т. Оптимальная оценка начальных потенциальных ресурсов углеводородных флюидов юрского комплекса составляет 500 млн т нефти и 1,5 трлн м3 газа, причем на Назрано-Яндырский тектонический узел приходится в среднем 1 трлн м3 (по оценке А.Н. Резникова). В целом, по расчетам автора, ТКПП обладает ресурсами углеводородов в 3,4 млрд т у.т. (в интервале мезозойского разреза).
К настоящему времени остаточные суммарные извлекаемые запасы и ресурсы нефти и газа по Чеченской Республике (ТСНГО) составляют 200 млн т у.т. Доля разведанных запасов категорий А + В + С1 - 25 %, С2 - 10 %, С3 + Д1 - 65 %. Накопленная добыча нефти и газа превысила 500 млн т у.т.
До 1990-х гг. ТСНГО была самой продуктивной на Северном Кавказе и сейчас отличается высокими перспективами газонефтеносности больших (свыше 4,5 км) глубин. Об этом свидетельствуют выполненные прогнозные оценки ресурсов углеводородного сырья анализируемой территории, многочисленные промышленные притоки нефти с глубин от 4,5 (Брагунское, Правобережное, Минеральное и другие месторождения) до 5,8 км (скв. 1007 Алханчуртская) и углеводородного газа (скв. 11 Ханкальская, 5812 м) из отложений верхнего, нижнего мела и верхней юры.
Рекомендации на постановку геолого-разведочных работ на нефть и газ (Ингушетия, Чечня, Дагестан)
Новые глубокозалегающие перспективные объекты газонефтепоисковых работ будут приурочены к палеоцен-эоценовому, верхнемеловому, неокомскому и верхнеюрскому карбонатным, апт-альбскому и нижне-среднеюрскому терригенным нефтегазоносным комплексам.
Территориально площади поискового бурения на первые два комплекса будут связаны с Алханчуртовской, Бесланской и Петропавловской синклинальными зонами; апт-альбский и неоком-ский комплексы еще недостаточно опоискованы в восточных блоках Терской и Сунженской антиклинальных зон, Притеречной шовной зоне, Дагестанском структурном выступе. Разведка верхнеюрского комплекса должна быть продолжена в западной и центральной частях ТСНГО, Черногорской моноклинали (Сюретско-Предгорненский участок). Нижне-среднеюрский комплекс по ряду причин, в первую очередь по глубине залегания, следует изучать в западных районах ТСНГО и на северном, платформенном борту ТКПП, где возможно развитие ловушек неантиклинального типа, связанных с выклиниванием и литологическим замещением терригенных пластов-коллекторов.
Бесланская синклинальная зона, выраженная в рельефе одноименной впадиной (в границах Ингушетии), находится в юго-западной части Ассиновско-Шалинской грабен-синклинали. На основе комплексного изучения геолого-геофизической и геоморфологической информации, рассматриваемая зона перспективна на нефть в меловых образованиях. По данным редкой сети сейсморазведки, надмеловые отложения характеризуются моноклинальным залеганием; усложнением волновой картины, начинающимся в меловых образованиях и усиливающимся в юрских; сложным строением пликативно-дизъюнктивных дислокаций, тяготеющих к глубинным разломам - Сунженскому (широтному), Даттыхско-Ахловскому (диагональному) и Казбекскому (меридиональному). Бесланская отрицательная структура оконтуривается изогипсами по кровле мела с отметками -4000-5000 м (до -5800 м в центральной части). Северная ее часть примыкает к Сунженской антиклинальной зоне, где выявлены месторождения Заманкульское и Карабулак-Ачалукское с нефтегазоносностью меловых и верхнеюрских (надсолевой комплекс титона) отложений. На основе выполненных ранее комплексных исследований выделены следующие перспективные площади для постановки детальной сейсморазведки: Южно-Яндырская, Самурхахинская, Кантышевская и Северо-Назрановская (размеры каждой - около 40-50 км2).
В пределах северного платформенного борта ТКПП находятся Притеречная и Советско-Галюгаевская тектонические зоны субширотного простирания; Калиновско-Бурунный участок Чеченской Республики приурочен к их центральным частям.
Нефтегазоносность на рассматриваемой территории установлена в стратиграфическом диапазоне от плиоцена (газовый фонтан из верхнесарматских отложений на площади Аду-Юрт, скв. 1-бис) до верхнеюрских включительно. Промышленные притоки нефти получены из среднемиоценовых отложений, трещиноватых известняков верхнего мела (Правобережная, Червленская). Обнаружены скопления нефти в трещиноватых аргиллитах хадумского горизонта олигоцена на Моздокской, Советской, Бурунной площадях. Промышленная нефть получена из мелоподобных известняков маастрихтского яруса и альбских песчаников (Советская, Курская). Аварийный выброс углеводородного газа и воды из альба произошел в скв. 1 Шелковской. Из карбонатных отложений валанжина на Курской площади получен приток нефти в скв. 10 - 80 т/сут через 5 мм штуцер. Нефтепроявления
наблюдались в скв. 1 Галюгаевской, скв. 1 Уваровской, скв. 1 Бурунной. В скв. 2 Бурунной выделялся газ с водой из верхнеюрских (оксфорд - кимеридж) образований, в скв. 3, 4, 7 Марьинских -газо- и нефтепроявления из кимериджского и титонского ярусов.
Параметрическими скважинами Бурунной 1 (7501 м) и Дружба (5354 м) вскрыты триасовые, пермские и каменноугольные отложения. По данным бурения и сейсморазведки установлено общее уменьшение толщин кайнозойско-мезозойских отложений в северном направлении с выклиниванием стратиграфических единиц нижней, средней, верхней юры. Это создает благоприятные условия для образования ловушек углеводородных флюидов литологического, стратиграфического и комбинированного типов.
По данным работ ПО «Грознефтегеофизика» конца 1980-х гг., отражения доюрского и раннемелового сейсмокомплексов в пределах Калиновско-Бурунного участка отличаются слабой динамической выраженностью, следятся с перерывами. На отдельных отрезках сейсмических разрезов наблюдаются отражения «холмовидной» конфигурации, и эти аномалии интерпретировались некоторыми исследователями как многочисленные рифовые образования на северном борту ТКПП. Скорость сейсмических волн в карбонатных отложениях валанжина и верхнеюрском сульфатнокарбонатном комплексе составляет 5,6 км/с, в верхнетриасовом эффузивном снижается до 4,6 км/с. Параметрическими скв. 1, 2 Бурунными вскрыты вулканогенные породы среднего, основного, реже кислого составов (кислые лавы, сильно преобразованные, туфы измененные, диабазовые порфиры). Породы аналогичного облика вскрыты на соседних площадях - Отказненской, Южно-Чернолесской, Березкинской, Каясулинской, Дружба.
Широкое развитие эффузивных образований на рассматриваемой территории подтверждается как геофизическими работами, так и данными бурения скважин, результатами исследований керно-вого материала и палеотектонического анализа. Полученный фактологический материал ставит под сомнение выводы, сделанные с позиций гипотезы «широкого развития» здесь верхнеюрских рифов. С учетом характера смещения залежей углеводородов на площадях Советской, Курской, Уваровской, Моздокской к востоку от современного положения сводов структур рекомендуется заложение поисковых скважин на ряде перспективных объектов, отличающихся наличием устойчивых глубинных пространственных связей с целью вскрытия и опробования меловых отложений (валанжинских, апт-альбских, маастрихтстских) и продолжение детализационных сейсмических работ для подготовки нефтегазопоисковых объектов неантиклинального типа.
На основе комплексного анализа геолого-геофизических материалов проведена детализация структурно-тектонического плана и обоснованы перспективы нефтегазоносности участка сочленения Терской антиклинальной зоны и Дагестанского структурного выступа, выделенного в пределах Петропавловской синклинальной зоны (Чечня, Дагестан).
Отмеченный участок по меловой поверхности (погружающейся в юго-восточном направлении от -4600 до -5600 м) отличается, по данным бурения скважин и сейсморазведки, мозаичной картиной блокового строения с многочисленными линейными структурами размером 2-5^8-10 км и амплитудой около 500-600 м. Пересекают анализируемый участок глубинные разломы - Срединный (широтного простирания), Аргунский (меридионального) и Гудермесско-Моздокский (диагонального, северо-запад - юго-восточного простирания). Пробурены поисковые и разведочные скважины на площадях Белореченской, Мескетинской, Саясановской и др.; промышленные притоки нефти получены из верхнемеловых отложений (Ильинская, Мескетинская, Северо-Джалкинская, Ханкальская площади) и газа - на площадях Аркабаш, Ханкальской (нижний мел).
Интенсивная тектоническая раздробленность карбонатных пород мела благоприятствовала формированию ловушек тектонического экранирования, зон дилатансии и деструкции. Выделенные перспективные площади и объекты с учетом общегеологического строения территории (по данным бурения скважин, региональных геофизических работ и структурно-геоморфологических исследований, прогнозных критериев нефтегазоносности) рекомендовались для проведения детальной сейсморазведки и заложения поисковых скважин.
На основе результатов выполненных исследований выделены первоочередные площади проведения детальных сейсморазведочных работ - Северо-Лесная и Западно-Автуринская (расположенная к юго-востоку от Октябрьской). По результатам геоморфологических исследований после устранения влияния регионального фона рельефа земной поверхности уверенно выделяется крупная ано-
малия, отождествляемая с перспективной блоковой структурой - Восточно-Лесной. Здесь рекомендуется бурение поисковой скважины в предполагаемом своде структуры на меловые отложения (предполагаемая отметка кровли мела - (-5000 м)).
Комплексные исследования, включая высокоточные геодезические работы (повторное нивелирование), направленные на выявление и изучение нетрадиционных верхнемеловых объектов - межбло-ковых зон деструкции (представляющих собой узкие, линейно вытянутые тектонические образования с сильно развитой трещиноватостью), необходимо выполнить в границах всей Петропавловской синклинальной зоны, включая участок сочленения Терской антиклинальной зоны с Дагестанским структурным выступом.
Таким образом, на основе комплексного анализа имеющегося геолого-геофизического материала и результатов применения морфоструктурного метода исследования земной поверхности описанных выше участков выделены новые площади для проведения детальных геолого-разведочных работ на нефть и газ. Перспективные нефтегазопоисковые объекты прогнозируются в палеоцен-эоценовых, меловых, верхнеюрских и средне-нижнеюрских отложениях и связаны не только с ловушками антиклинального типа, но и с нетрадиционными - зонами дилатантного разуплотнения и развития трещиноватости горных пород.
