VIP Studio ИНФО Прогноз углеводородного сырья Северо-Кавказской нефтегазоносной провинции
levitra bitcoin

+7(495) 725-8986  г. Москва

Журналы

  • Серия
  • Серия
  • Серия
  • Серия
  • Журнал
  • Журнал
  • Журнал
  • Журнал
  • Серия


    Серия "Гуманитарные
    науки"

  • Серия


    Серия
    "Экономика
    и Право"

  • Серия


    Серия
    "Естественные и
    Технические науки"

  • Серия


    Серия
    "Познание"

  • Журнал


    Журнал
    "Минеральные
    ресурсы России"

  • Журнал


    Журнал
    "Геология
    Нефти и Газа"

  • Журнал


    Журнал
    "Маркшейдерия и
    Недропользование"

  • Журнал


    Журнал
    "Земля Сибирь"

Г.И. Лебедько,  (ФГНУ Северо-Кавказский научный центр ЮФУ)

Журнал «Геология Нефти и Газа» # 2007-4
 

 

Северо-Кавказская нефтегазоносная провинция, имеющая 150-летнюю историю существования, была и остается полигоном для решения проблем Российской нефтегазовой отрасли. Региональная инфраструктура этой территории все еще сохраняет достаточно крупные рентабельные ресурсы. При этом, с каких позиций мы бы не оценивали перспективность Северо-Кавказского региона на УВ-сырье, роль Предкавказских передовых прогибов в современном балансе УВ-сырья наиболее существенна.

В то же время выполненные за последнее 10-летие геолого-разведочные работы оказались недостаточно эффективными. Главная причина в том, что региональные задачи заменялись поисковыми, которые при высоком уровне разведанности территории не всегда были обоснованы. Положительный эффект достигался только в тех случаях, когда скважины бурились в пределах известных зон нефтегазонакопления. В итоге эти поисковые скважины, хотя и были информативными, но региональных задач не решали.

Поэтому тезис о резком сокращении объемов поисково-разведочного бурения в 90-е гг., как основной причине резкого снижения прироста запасов, не совсем верен. Причина – отсутствие новых перспективных зон нефтегазонакопления, т.е. новых направлений геолого-разведочных работ.

В пределах Северного Кавказа потенциальные ресурсы УВ-сырья в традиционном стратиграфическом диапазоне (триас, юра, мел, палеоген, неоген) характеризуются высокой степенью разведанности. По последним оценкам перспективы нефтегазоносности региона невысоки и постоянно снижаются по мере освоения наиболее изученных районов и комплексов.

В то же время созданная за предыдущие 10-летия производственная инфраструктура позволяет быстро и экономически целесообразно осваивать месторождения глубинных зон без значительных дополнительных капиталовложений.

В качестве примера можно привести наиболее изученные в отношении нефтегазоносности передовые прогибы, в которых, наряду с перспективами юрских и пермотриасовых отложений, еще не исчерпаны возможности открытия в меловых, палеогеновых и миоцен-плиоценовых отложений. Об этом свидетельствуют открытие в последние годы новой зоны нефтегазонакопления в миоценовых отложениях на северном борту Западно-Кубанского прогиба (Краснодарский край), а также расширение перспектив верхнемеловых отложений Восточного Предкавказья на территориях, не затронутых передовой складчатостью (западная часть Терско-Каспийского прогиба, межхребтовые зоны, восточное погружение в пределах предгорного Дагестана).

Перспективы давно изученных комплексов сохраняются, а новые подходы и технологии способствуют их успешной реализации. Известно, что в любом районе вначале обнаруживаются наиболее крупные и легко картируемые объекты и лишь потом разведка доходит до мелких и сложных залежей, в том числе и неструктурного типа. В этом смысле, Северный Кавказ не исключение и эффективность геолого-разведочных работ в регионе может быть значительно повышена с помощью регионального анализа геолого-геофизических материалов и применения современных методик и технических средств, а также комплексного подхода при разведке и освоении недр.

Достоверность прогностических построений и эффективность поисково-разведочных работ в таком “старом” нефтегазоносном районе, как Северный Кавказ, определяются, в первую очередь, региональной базой геологического анализа. Однако в настоящее время обозначился большой разрыв между региональными геолого-геофизическими построениями и потребностями поискового этапа. Для анализа и обобщения геологической информации масштаба 1:1000000 на территории Северного Кавказа выполнены работы, направленные на повышение эффекта в оценке перспектив УВ-сырья и обеспечивающие более четкую постановку задач перед изучением перспективных площадей работами более крупного масштаба.

Оценка прогнозных закономерностей имеет геологический смысл только тогда, когда ее можно показать в привычной для геолога форме. Поэтому сделана попытка описания ряда закономерностей локализации УВ-месторождений с представлением их в виде карт (рис. 1-10 см. на цветной вкладке).

К настоящему времени (на 01.01.2006) появились региональные геофизические работы по всему Северному Кавказу. В ФГУП “Кавказгеолсъемка” были построены:

  • карта аномалий магнитного поля (см. рис. 1);
 

Рис. 1. Карта аномального магнитного поля Северного Кавказа (гл. редактор Н.И. Пруцкий)
Изониии Ta: 1 – положительные,  2 – отрицательные,  3 – нулевые; 4 – точки экстремумов Ta

  • карта остаточных аномалий силы тяжести (см. рис. 3).
 

Рис. 3. Карта остаточных аномалий силы тяжести Северного Кавказа (гл. редактор Н.И. Пруцкий)
1 – изолинии остаточных аномалий силы тяжести,  мГал

Полученные гравимагнитные данные были проанализированы по технологии обработки геолого-геофизических данных “ИСТОД” в Южном филиале “ГЕОНа” с использованием оригинальных компьютерных разработок. И, наконец, были использованы результаты многолетней работы ФГУП “ГЕММА” и других по анализу системы каркасных сейсмопрофилей (см. рис. 5).

 

Рис. 5. Схема расположения сейсмопрофилей в Северо-Кавказском регионе
Сейсмопрофили: 1 – ПО “Краснодарнефтегеофизика”; 2 – ПО “Ставропольнефтегеофизика”,  3 – ПО “Грознефтегеофизика”; 4 – ГСЗ

Интерпретация гравимагнитных полей в условиях закрытых платформенных структур осложнена многими факторами, требующими обязательных учета и анализа. В методическом отношении труднее всего интерпретировать весь комплекс данных для оценки состава формаций фундамента. Основным явилось трассирование зон глубинных разломов, определяющее блоково-глыбовый характер строения региона.

Наиболее информативны результаты интерпретации условий залегания и тектонических особенностей палеозоя Донецкого складчатого сооружения, поэтому их необходимо учитывать. В пределах Большого Кавказа палеозойские толщи изучены также в обнажениях или в горных выработках. Однако здесь древние сооружения активизированы альпийскими дислокациями вплоть до их полной переработки. Поэтому не все параметры и характеристики палеозойских складчатых образований Большого Кавказа могут использоваться при глубинном анализе палеозойского комп­лекса Предкавказья.

При анализе глубинного строения Ростовского выступа и Сальского вала, перекрытых осадочным чехлом, важны данные по структурам Восточного Донбасса, где толщи палеозоя обнажены на поверхности и подробно исследованы. Внутреннее строение Восточного Донбасса изучено детальным образом с поверхности благодаря наличию реперов – угольных пластов и прослоев известняков.

Комплексный анализ геолого-геофизических материалов позволил оценить тектонический план региона следующим образом. Рельеф поверхности консолидированного основания построен по данным ГСЗ, МОГТ и расчетным профилям по гравиметрическим данным. В отдельных случаях использованы профили КМПВ и МОВ. Материалы магниторазведки служили дополнительным критерием для оценки соответствия выделенных сейсмограниц поверхности фундамента.

Сопоставление характера магнитного поля с тектоническими особенностями (данные ГСЗ, КМПВ, МОГТ) главных структурных элементов Восточного Донбасса не оставляет сомнений в том, что магнитное поле отражает преимущественно состав и глубину залегания дорифейских образований, а также магматических тел рифея – девона. Локальные аномалии магнитного поля положительного знака, как установил еще А.И.Дюков, соответствуют интрузивам основного состава обычно в узлах пересечения разломов разных направлений.

Для глубинных зон по результатам анализа  устанавливается “ячеистый” тип структурных элементов (см. рис. 2). Магнитное поле отображает участки поднятий и прогибов докембрийских образований и трассирует зоны разломов, по которым внедрялись магматические тела.

 

Рис. 2. Линейные неоднородности поля Ta положительного знака
Месторождения: 1 – нефти; 2 – газа

Анализ гравиметрических данных включает использование сведений о характере изменения плотности по разрезам чехла и фундамента, полученным по керну. Опыт многолетних геолого-геофизических построений в пределах Восточного Донбасса показал, что на характер регионального распределения  главное влияние оказывают складчатые толщи карбона. Локальная дифференциация гравитационного поля определяется рельефом поверхности отложений карбона, а также особенностями глубинной структуры складчатого сооружения. Это важное свойство результатов гравиметрии уже многие годы успешно используется в угольной геологии Донбасса.

К наиболее крупному тектоническому элементу региона относится Ростовский погребенный выступ докембрийского фундамента (см. рис. 9 на цветной вкладке). Его главным структурным признаком считается плащеобразное залегание на кристаллическом фундаменте не только мезо-кайнозойских отложений, но и каменноугольных толщ. Они формируют платформенную структуру – обширный Ростовский свод над Ростовским выступом. В отличие от Ростовского свода каменноугольные формации в расположенных южнее герцинидах Скифской плиты смяты в линейные складки и вмещают гранитные массивы, которые являются результатом региональной гранитизации черносланцевых толщ (D31), насыщенных Сорг.

 

Рис. 9. Тектоническая схема Северного Кавказа (по Г.И. Лебедько)
Границы: 1 – Русской и Скифской плит, складчатого сооружения Большого Кавказа,  2 – I порядка,  3 – II порядка,  4 – III порядка;
5 – антиклинали (а) и синклинали (б) Донбасса; 6 – зона надвига; 7 – изогипсы докембрийского фундамента,  м

Ростовский выступ изучен сравнительно детально с учетом результатов исследований Приазовского массива Украинского кристаллического щита. Кроме площадных геофизических работ и сейсмопрофилей бурением заверены все типы гравимагнитных полей. Разломные зоны также подтверждены буровыми скважинами как на севере, так и на юге. На западе граница с Украинским кристаллическим щитом изучена многочисленными скважинами, а восточное погружение Ростовского выступа изучено крайне слабо.

По сейсмическим данным фиксируется глубинная дифференциация коры как по вертикали, так и горизонтали. Границы между выделенными слоями редко бывают четкими, представляя собой переходные зоны различной мощности. На сейсмических разрезах отмечаются штриховые поля в виде наклонных и субгоризонтальных ансамблей отражающих площадок. Они интерпретируются как полосы (зоны) пониженной вязкости (тектонических потоков). Наклонные полосы (волновые пакеты), фиксирующие тектоническую расслоенность, выполаживаются с глубиной. При этом субгоризонтальные или слабонаклонные границы преобладают начиная с глубины 5-10 км, формируя зо­ны откольных разломов (см. рис. 6).

 

Рис. 6. Глубинные разрезы Северного Кавказа
Формации: 1 – гранитодные,  2 – тоналитовые,  3 – базит-ультрабазитовые,  4 – гнейсомигматитовые,  5 – амфиболит-сланцевые,
6 – гранулит-базитовые; комплексы: 7 – диорит-гранулитовый,  8 – эклогит-ультрабазитовый; 9 – верхняя мантия;
10 – осадочный мегаслой; 11 – тектонические потоки; 12 – границы слоев

До последнего времени тезис о том, что основой тектонического районирования служат структурные неоднородности фундамента, оставался декларацией, поскольку все исследователи в итоге приходили к мнению, что материалов по глубинному строению недостаточно. При этом в основу глубинных тектонических построений предлагались те или иные признаки осадочного чехла, иногда привлекались данные магниторазведки по отдельным фрагментам Скифской плиты.

Действительно, первоосновой тектонических схем служит фундамент, изучением которого в разное время занимались А.Я.Дубинский, А.А.Белов, А.И.Летавин и др. До последнего времени общепринятым было представление о том, что палеозойский фундамент бесперспективен в отношении УВ-сырья, т.е. практического интереса не представляет, поэтому его не изучали. Главными были методы структурной сейсморазведки в отложениях Мz-Кz. На фундаменте обычно вскрывали бурением не более нескольких метров и, как правило, по коре выветривания.

Южная граница Русской плиты построена весьма сложно. Она образует сутуру (шовную зону), которая представлена неровной линией сочленения докембрия Ростовского выступа и герцинид Скифской плиты, четко проявленной в гравимагнитных полях. Переход от раннедокембрийских структур Русской плиты к обрамляющим герцинидам осуществляется через байкалиды. Наличие последних доказывается геолого-геофизическими, изотопно-геохимическими и геохронологическими методами.

 

Рис. 4. Градиенты поля g (высокая степень генерализации)
Месторождения: 1 – нефти; 2 – газа

Поверхностное положение краевого шва Русской плиты осложняется надвиговыми структурами, определяющими различия поверхностной и глубинной границ. Современный поверхностный контур южной границы Русской плиты характеризуется угловатыми очертаниями, которые свойственны разнородным блокам основания. Они подчеркнуты градиентами g (см. рис. 4). Общий вид глубинных структур разломно-блоковый (см. рис. 7).

 

Рис. 7. Глубинная структура Северо-Кавказского региона
1 – линейные нефоднородности DT положительного знака; 2 – градиенты g (предполагаемые уступы в основании);
3 – локальные осложнения рельефа фундамента

    Нефтегазоносность плитного чехла. Структурные особенности и гипсометрия палеозойского комплекса пород тесно связаны с распределением УВ-залежей. В платформенной части Предкавказья среди положительных тектонических элементов наиболее приподняты Ростовский выступ и Ставропольское поднятие. С ними связаны только газовые месторождения. Платформенные поднятия, которые гипсометрически выражены слабее, формируют газоконденсатные месторождения (Каневско-Березанский, Майкопский и Западно-Ставропольский районы). В пределах Восточного Предкавказья размещаются, главным образом, нефтяные месторождения: Восточно-Манычский и Прикумский районы. Восточные (погруженные) участки этих структур характеризуются ростом числа газоконденсатных месторождений.

Устанавливается связь между концентрациями УВ-сырья с шовными зонами (границами литосферных плит). Вдоль шовной зоны по югу Русской плиты прослеживаются скопления газоконденсатных залежей (Каневско-Березанский вал) и газовых месторождений (Северо-Ставропольское поднятие). Восточнее, в зоне сочленения кряжа Карпинского и Скифской плиты, фиксируются нефтяные залежи Прикумского вала. На юге шовная зона разграничивает Скифскую плиту и мегантиклинорий Большого Кавказа. К ней примыкают зоны прибортовой складчатости Западно-Кубанского и Терско-Каспийского прогибов. Несомненно, в распределении промышленных скоплении нефти и газа важную роль играют глубинные разломы субширотного простирания. Они формируют узкие, вытянутые в западно-северо-западном направлении локальные структуры, с которыми связаны высокопродуктивные коллекторы различного типа, обеспечивающие максимальные скопления УВ-сырья. В качестве примера можно привести осевую часть Западно-Кубанского прогиба, представленную Анастасиевско-Краснодарской антиклинальной зоной, в которой отмечены надвиговые явления, сопровождаемые интенсивными дизъюнктивными дислокациями. Аналогичная структурная позиция может быть отмечена и для Терско-Сунженской антиклинальной зоны.

В пределах Северо-Кавказского региона по нефтегазогеологическому районированию выделяется до 16 нефтегазоносных районов [2]. Нам представляется, что для общего состояния изученности региона достаточно выделить следующие 8 районов (см. рис. 10). Последние приурочены к крупным тектоническим элементам, характеризуясь особенностями формирования УВ-залежей.

 

Рис. 10. Нефтегазоносные районы Северного Кавказа (по Г.И. Лебедько)
Месторождения: 1 – газовые,  2 – нефтяные; остальные усл. обозначения см. на рис. 9

Антиклинальные структуры кайнозоя, явившиеся первыми объектами нефтедобычи, довольно многочисленны, однако нефтегазоносность в промышленных масштабах установлена только в пределах Анастасиевско-Троицкой зоны. Промышленное значение имеют также верхнемеловые залежи Грозненского района и Дагестана. На сегодняшний день главные направления поисковых работ на нефть и газ в регионе следующие.

Миоцен-плиоценовое направление старейшее на Северном Кавказе и связано с передовыми прогибами в условиях интенсивной складчатости. Степень выработанности запасов этих отложений более 80 %. Однако в настоящее время, в связи с открытием залежей нефти по северному борту Западно-Кубанского прогиба (Сладковско-Морозовская зона), обоснованы перспективы нефтегазоносности песчаников и известняков неогена в условиях пологой складчатости по всей периферии внешних бортов прогибов. Это направление связано с поисками ловушек сложного строения в нестандартных условиях и нуждается в комплексных обоснованиях, а также новом геофизическом обеспечении поисковых работ.

Палеоген-верхнемеловое направление наиболее широко проявлено в пределах Восточного Предкавказья. На западе Предкавказья выявлена зона нефтегазонакопления в миоценовых отложениях, что вместе с осложненностью структур разрывными нарушениями дает основание ожидать в нижележащем палеоген-верхнемеловом комплексе аналогичную зону нефтегазонакопления. На территории Восточного Предкавказья проблематичны вопросы нефтегазоносности пологих верхнемеловых структур и глинисто-карбонатных коллекторов палеогена. Таким образом, потенциальные возможности палеоген-верхнемелового направления еще не исчерпаны.

Юрско-нижнемеловое направление характерно для всего Северного Кавказа и разделяется на следующие поднаправления: апт-альбское, готерив-барремское, валанжин-титонское (надсолевое), верхнеюрское (подсолевое) и нижнесреднеюрское. Апт-альбское и готерив-барремское поднаправления развиты по северу Скифской плиты. Это важные объекты разработки и доразведки в Северо-Кавказском регионе. Валанжин-титонское поднаправление (надсолевое) развито только по югу Скифской плиты (карбонатная фация валанжина и верхней юры). Эти отложения перекрыты надежной готеривской покрышкой. Промышленной разработке препятствует наличие сероводорода в растворенном газе.

    Юрское (подсолевое) направление отмечается только в глубоких прогибах, осложняющих южную периферию Скифской плиты. Оно находится на региональной стадии изучения.

    Триасовое направление имеет промышленное значение только в пределах Прикумского вала.

Формирование УВ-залежей определяется сложными многофакторными явлениями [1, 4]. Геодинамические критерии нефтегазоносности тесно связаны с глубинными процессами, определяющими миграцию УВ-флюидов [5].

В толщах рифея – палеозоя, слагающих фундамент Скифской плиты, развиты природные наносистемы, сопровождающие разломы откольного, листрического и других типов. Необходим новый подход для выявления таких зон флюидопотоков. Последние могут генерироваться в пределах всего разреза земной коры, поскольку “гранитный” мегаслой является продуктом неоднократных циклов тектогенеза и осадкообразования [3].

Анализ потенциальных полей с учетом геолого-тектонических построений позволяет оценить взаимосвязь основных геолого-геофизических параметров и сделать заключение о закономерностях локализации потоков УВ относительно глубинных неоднородностей. Последние определяются по результатам рассмотрения полей Ta и g, структурных поверхностей палеозоя и мезозоя.

Магнитометрические данные до­статочно информативны, поскольку магнитные параметры с разной степенью достоверности увязаны с определенными магнитовозмущяющими объектами верхнего мегаслоя земной коры, которые можно интерпретировать в качестве глубинных индикаторов УВ-потоков.

На Северном Кавказе практически все месторождения нефти расположены в пределах положительных магнитных аномалий. Исключения составляют газовые залежи Ставропольского свода, приуроченные к знакопеременному магнитному полю. При этом локальные положительные аномалии имеют “ячеистый” облик, характерный для всего Центрального Предкавказья. Месторождения газоконденсата Каневско-Березанского вала приурочены к максимальным значениям магнитного поля. Нефтяные месторождения Прикумского вала также связаны с масштабной аномалией положительного знака, располагаясь южнее линейной неоднородности положительного знака.

Нефтегазоносные зоны Западно-Кубанского прогиба различаются по магнитным параметрам. Ахтырская, приуроченная к южному борту, совпадает с положительной магнитной аномалией и подчеркнута линейной неоднородностью. Анастасиевско-Троицкая расположена в отрицательном магнитном поле и не фиксируется неоднородностями. На территории Терско-Каспийского прогиба практически все месторождения залегают в зоне крупной магнитной аномалии и совпадают в основном с положительной неоднородностью магнитного поля.

Линейные неоднородности положительного знака фиксируют зоны глубинных разломов и отражают общий ячеисто-блоковый характер строения консолидированного основания. Региональные активные вертикали в пределах верхнего мегаслоя можно определить следующим образом: границы блоков, глыб, микроплит и литосферных плит.

В ряде случаев устанавливаются значимые корреляционные связи между скоплениями УВ и аномальными значениями силы тяжести. Так, северная граница Русской плиты (в сочленении с Ростовско-Сальской зоной) вдоль Восточно-Манычского глубинного шва сопровождается скоплениями УВ. Нефтегазоносные структуры передовых прогибов (Ахтырская по южному борту Западно-Кубанского прогиба и Терско-Сунженская вдоль оси Терско-Каспийского прогиба) также расположены в пределах шовной зоны – сочленения юга Скифской плиты и Большого Кавказа.

Необходимо отметить, что первые попытки использования потенциальных геофизических полей для регионального прогноза нефтегазоносности дали положительные результаты. Хотя площадные исследования геофизических полей находятся на начальной стадии изучения, уже первые аналитические разработки показали необоснованность утверждения о почти 100 %-й изученности Северо-Кавказского региона на УВ-сырье.

Это положение подтверждается геолого-экономической оценкой Северо-Кавказской НГП, выполненной в ИГиРГИ (на 01.01.2006), которая также свидетельствует о положительном потенциале ресурсной базы передовых прогибов (в первую очередь, Краснодарского края).

Падение объемов добычи в последние годы связано со снижением геолого-экономической эффективности поисково-разведочного бурения на нефть и газ на Северном Кавказе, что является комплексной проблемой государственного значения, тем более, что прогнозные ресурсы УВ в регионе достаточно высокие. По газу, на­пример, они превышают 1686 мдрд м3, а перспективные ресурсы по газу – 142,4 мдрд м3. Степень разведанности суммарных ресурсов нефти: 56,7 % (начальных) и 18,9 % (текущих).

Ожидать существенного пополнения запасов по категориям А+В+С1 за счет планомерного перевода запасов категории С2 разрабатываемых и разведываемых месторождений не приходится. Поэтому активный перевод ресурсов категории С3 в промышленные запасы категорий С12 из имеющегося геологического фонда и вновь подготавливаемых ресурсов категорий Д – единственная возможность воспроизводства минерально-сырьевой базы для обеспечения добычи нефти и газа. В настоящее время запасы и ресурсы приращиваются только на базе результатов геолого-разведочных работ, выполненных в предыдущие годы, что связано в основном с минимальными инвестициями, вкладываемыми в геолого-разведочные работы. При выборе наиболее перспективных объектов для постановки поискового бурения следует учитывать глубину залегания продуктивных пластов. В Краснодарском крае этот показатель всего 2,3 км, что определяет меньшие затраты на бурение разведочных скважин. В перспективе работы во всех районах будут осуществляться на небольших объектах и, как правило, на единичные горизонты.

Мнение многих исследователей о высокой степени изученности региона относится к наиболее освоенным районам и комплексам. Даже по известным районам такие глубокозалегающие комплексы, как юрский и триасовый, остаются на очень низкой стадии освоения, а палеозойский комплекс вообще не изучен. Эти факты свидетельствуют о том, что недра Северного Кавказа еще далеко не исследованы. Изучено, и то не в полной мере, лишь то, что сравнительно легко найдено, что поддается традиционным методикам, технике и, самое главное, традиционному мышлению.

В настоящее время реально существуют несколько подходов для оценки перспектив нефтегазоносности, и они сводятся к следующему.

Во-первых, традиционное рассмотрение осадочного чехла в качестве единственного источника УВ с опорой на осадочно-миграционную теорию, рассчитанную в поисково-разведочной практике на постоянное уплотнение сети сейсмопрофилей и поисково-разведочных скважин. Логика такого подхода проста – есть осадочный чехол с нефтегазоматеринскими свитами (а под них сейчас подходят практически все типы осадочных пород), есть коллекторы и покрышки – ищите возможные ловушки и они будут продуктивны.

Второй подход опирается на рассмотрение вопросов миграции и аккумуляции УВ на новой геодинамической основе с учетом нестабильности напряженно-деформированного состояния земной коры и приуроченности зон нефтегазонакопления к зонам тектонических нарушений.

И третий подход еще больше раскрепощает поисковика и позволяет ему проводить изучение возможностей нефтегазоносности кристаллических пород фундамента, характеризующихся высокой степенью дислоцированности и наличием глубинных разломов и очагов магматизма. В условиях приподнятых блоков фундамента эта задача не представляет значительных трудностей и может решаться существующими техническими средствами.

Территория Северного Кавказа покрыта каркасной сетью сейсмических профилей, выделивших антиклинальные ловушки, поэтому фонд подготовленных к поисковому бурению традиционных структур практически исчерпан. Пропущенные структуры антиклинального типа вряд ли могут иметь значительные размеры.

В связи с этим, актуальна проблема выделения на территории различных тектонических элементов зон развития ловушек неантиклинального типа. Практически весь разрез осадочного чехла Скифской плиты (от пермотриаса до неогена) перспективен для поисков неантиклинальных ловушек, связанных со стратиграфическими несогласиями, литологическим выклиниванием и фациальными замещениями, а также с карбонатными, клиноформными ловушками и др. Подобные структуры четко фиксируются в волновом поле в виде разнообразных несогласий, органогенных построек, врезов, эрозионных останцов и турбидитов, которые не выделяются в разрезах скважин и ГИС из-за монотонного характера многих терригенных разрезов.

Объективная интерпретация сейсмических данных возможна только при точной привязке сейсмических горизонтов к разрезам опорных и параметрических скважин. Такие условия выполнены при интерпретации сейсмических данных детально изученных разрезов фанерозоя Ростовского выступа, кряжа Карпинского, а также мезо-кайнозоя Скифской плиты.

Однако для палеозойского комплекса Скифской плиты материалов для точной интерпретации данных МОГТ недостаточно. Структуры палеозоя, выделяемые на различных глубинах и в разных тектонических условиях Скифской плиты, не подтверждены бурением, а их нефтегазовый потенциал не оценен.

Геологические особенности залегания кристаллических толщ позднего докембрия и палеозоя в фанерозойских складчатых системах весьма своеобразны. В частности, на Северном Кавказе для них установлен складчато-глыбовый характер деформаций со значительными масштабами перемещения как по вертикали, так и горизонтали; неоднократные проявления магматизма и метаморфизма, региональный характер метасоматических процессов. В связи с этим, объективная возрастная оценка кристаллических пород в значительной мере затруднена.

Анализ комплекса данных показывает, что формирование герцинид Скифской плиты и палеозойских толщ Большого Кавказа происходило в близких условиях, что и определило во многом сходство структурно-литологических элементов. Исследование методом плюмботектоники показало практически полную идентичность изотопных отношений свинца в толщах Предкавказья и Большого Кавказа.

Поверхность палеозойского основания расчленена намного сильнее, чем было принято считать ранее. При этом характеристики гравитационного поля четко коррелируются с поверхностью палеозойского комплекса пород: поднятиям палеозоя соответствуют положительные значения g, впадинам – отрицательные. Общий характер поверхности палеозоя – неровно-уступчатый (см. рис. 8).

 

Рис. 8. Схематическая геологическая карта консолидированного основания
Купольные структуры: 1 – консолидированного основания,  2 – герцинских гранитоидов; отложения: 3 – Т (а – развитые преимущественно,
б – проявленные локально в грабенах),  4 – PR3,  5 – PR1-2,  6 – АR,  7 – C3,  8 – C2,  9 – C1; 10 – месторождения (а – нефти,  б – газа)

Среди палеозойских пород наиболее распространены слабометаморфизированные черносланцевые образования. В меньшей степени развиты зеленосланцевые толщи. Изредка отмечаются породы эпидот-амфиболитовой фации, иног­да с реликтами амфиболитовой. Карбонатные образования (вплоть до мраморизованных известняков) вскрыты в северной части региона. Они выделяются на склонах Ростовского выступа, в пределах Восточно-Донбасского поднятия и др. Эпизодически отмечены рифовые проявления в отложениях S, D, С, а также Р-Т.

Вертикальные движения неотектонического этапа (наложенные на субгоризонтальные смещения) определяют широкое развитие стрессопород (с преобладанием вертикальных трещин отрыва). По трещинам значительно развиты вторичные процессы, в том числе и цео­литизация. По данным сверхглубокого бурения (скв. Саатлинская, Тырныаузская и др.) в трещинах и трещинно-жильных зонах содержание воды достигает 1,0-1,2 %. Природа трещинных вод метаморфогенная – за счет гидратации минералов. Состав вод: вверху разреза – Сl, Са, ниже – Са, Na, ОН. С глубиной в водах отмечен рост Н и Не.

Позднепалеозойская гранитизация носила региональный характер. Она захватила значительную территорию эпигерцинской плиты, в первую очередь, участки ранних герцинид за счет черносланцевых толщ, насыщенных Сорг (поднятия Сальское, Ставропольское и др.). В зонах развития поздних герцинид (С31) граниты не установлены.

Гистограммы радиологических датировок гранитоидов свидетельствуют о наличии трех пиков гранитообразования. Главный (самый ранний) приходится на начало среднего карбона (низы С2) в интервале 310-315 млн лет. Завершающий пик (250-260 млн лет) приходится на пермь. Массивы гранитоидов, судя по гравиметрическим данным, чаще всего имеют размеры 5x7 км (иногда 8x10 км) в поперечнике. Они обычно заверены хотя бы одной скважиной.

В пределах Ставропольского свода по комплексу данных выделяется центральный гранитный массив, занимающий значительную часть палеозойского основания свода. При интерпретации профиля ГСЗ (тебердинский разрез) отмечено широкое развитие гранитов на юге Ставропольского свода. Их состав отвечает кварцевому диорит-гранодиориту, иногда роговообманковому граниту. На севере и востоке центрального массива процессы гранитизации определили развитие более кислых разновидностей гранитоидов: от серых гранодиоритов до розовых среднезернистых плагиогранитов (скв. Тахта-Кугультинская, Привольненская и Ульяновская).

Среди гранитных комплексов преобладает S-тип. Раннегерцинские процессы (пик которых приходится на интервал 295-305 млн лет) сформировали коллизионные гранитоиды в результате метасоматической перекристаллизации и частичного плавления вмещающих осадочных толщ.

В целом гранитоиды Предкавказья, аналогичные гранитоидам малкинского типа (“северным гранитам”), образованы в заключительную стадию формирования герцинид. По геологическим данным их возраст послераннекарбоновый. Гальки позднегерцинских гранитоидов в пределах Большого Кавказа отмечаются в конгломератах нижней перми, верхнего карбона и в верхах среднего карбона. Таким образом, становление этого масштабного комплекса гранитоидов приходится на начало среднего карбона, соответствуя судетской тектонической фазе.

Формирование залежей УВ определяется вертикальной миграцией флюидов в пределах депрессий, осложненных зонами глубинных разломов по периферии или в центре прогибов и грабенов (передовые прогибы, впадины и тафрогены). Миграция УВ осуществляется путем латерально-ступенчатого перетока в вышележащие осадочные толщи. При этом горизонтальный тренд миграции доказывается, в частности, на неотектоническом этапе.

Флюидная система, насыщенная УВ, в процессе перемещения заполняет коллекторы. Вполне естественно, что лучшими коллекторами являются терригенные толщи. Неглубокозалегающие песчанистые коллекторы Терско-Каспийского прогиба явились первыми объектами разработок на УВ-сырье. Постепенное их истощение определило необходимость поисков других типов коллекторов на глубине. В разряд коллекторов были переведены известняки, ранее считавшиеся слишком плотными для коллекторов. В настоящее время известняки являются объектом геолого-разведочных работ, и в 75-80 % случаев они флюидоносны.

Совершенно новый тип коллекторов – гранитоиды. В процессе гидротермального выщелачивания они становятся кавернозными и трещиноватыми и в этом случае также насыщаются флюидами. Однако, если известняки изменены и переходят в разряд коллекторов практически по всему разрезу, то в гранитных толщах изменения охватывают около 15-20 % массива.

В то же время гранитоиды представляют собой алюмосиликатную природную эвтектику, которая преобладает в верхнем мегаслое земной коры. Гранитоиды самые распространенные породы в доступной наблюдениям верхней части коры, поэтому в определенной обстановке они становятся коллекторами.

Залежи и проявления УВ этого типа установлены в пределах Кущевского месторождения (Краснодарский край), в отдельных скважинах Ростовского выступа, а также в гранитоидах основания на юго-западном склоне Воронежской антеклизы (в пределах Украины).

В палеозойском основании Северного Кавказа гранитно-купольные структуры особенно широко развиты в пределах Центрального Предкавказья. Они являются результатом формирования колонн гранитизации в процессе длительного воздымания, вплоть до гранитного диапиризма. Купольные структуры по физическим параметрам отличаются от вмещающих толщ и могут быть выделены в гравимагнитных полях, а также сейсморазведкой. Гранитные обособления тяготеют к зонам разломов, приобретая здесь вытянутые (дайковые) формы. В местах пересечения глубинных разломов различных структурно-тектонических систем (продольных надвигов и поперечных сбрососдвигов) форма гранитных обособлений приближается к изометричной. В этих проницаемых тектонических узлах происходит максимальное насыщение трещиноватостью различной ориентировки, которая на поверхности приобретает структуру “разбитых тарелок”.

Изложенное свидетельствует о имеющихся нераскрытых перспективах нефтегазоносности региона, однако их реализация зависит от многих факторов, в том числе от того, насколько эффективно будет организована государ­ственная система управления фондом недр – от региональных работ до освоения запасов. При этом консолидированное основание сулит фундаментальные открытия.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ:
1. Гаврилов В.П. Геодинамическая (миксгенетическая) концепция генезиса углеводородов. – Генезис нефти и газа. – М.: Изд-во ГЕОС, 2003.
2. Летавин А.И. Тектоника и нефтегазоносность Северного Кавказа. – М.: Наука, 1987.
3. Сидоренко А.В. Проблемы осадочной геологии докембрия // Сов. геол. – 1963. – № 4.
4. Соколов Б.А. Флюидодинамическая концепция формирования месторождений полезных ископаемых / Б.А.Соколов, В.И.Старостин // Руды и металлы. – 2003. – № 1.
5. Шеин В.С. Геология и нефтегазоносность России. – М.: Изд-во ВНИГНИ, 2006.


©  Г.И. Лебедько, Журнал "Геология Нефти и Газа" - 2007-4.
 

 

 

SCROLL TO TOP
viagra bitcoin buy

������ ����������� �������@Mail.ru