Перспективы нефтегазоносности карбонатных отложений мезозоя Восточного Предкавказья
И. О. БРОД, А. И. ЦАТУРОВ, Д. В. НЕСМЕЯНОВ
Кавказу по праву принадлежит одно из первых мест среди нефтегазоносных областей Советского Союза. Развитие отечественной нефтяной промышленности началось на Апшеронском полуострове, в Грозненской области и в Краснодарском крае. Только в последнее время Кавказ уступил первенство по добыче и запасам нефти Волго-Уральским районам.
До последнего времени на Кавказе основными промышленно нефтегазоносными горизонтами являлись отложения третичного возраста.
Возросшие запросы народного хозяйства потребовали резкого увеличения добычи нефти и газа. В связи с этим перед кавказскими геологами со всей остротой встал вопрос о выявлении новых возможных продуктивных горизонтов.
Для Восточного Предкавказья в предвоенные годы таким новым объектом явились мезозойские отложения, широко распространенные на Кавказе. Предпосылками к постановке вопроса о перспективности этих отложений послужили как общие соображения о геологическом развитии Кавказа, так и отдельные нефтегазопроявления, связанные с породами мезозойского возраста в Западном, а отчасти и в Восточном Предкавказье.
Вопрос о перспективности мезозоя поставил И.М. Губкин еще в 1915 г. [6].
В 1932 г. И.О. Брод и С.Э. Муссаев отмечали, что «обильные выходы газов в нагорной части Дагестана в юрских породах, а также наличие битуминозных пород в различных свитах нижнего мела заставляют ставить вопрос о глубоком поисковом бурении для выявления нефтеносности мезозоя» [2].
В предвоенные годы этот вопрос поднимается вновь.
Исходя из того, что при бурении скв. 19 в Дагестанских Огнях в низах верхнего мела были отмечены нефтепроявления, еще в 1939-1940 гг. указывалось на необходимость не откладывать разведку мезозоя, так как открытие нефти в нем поставило бы совершенно по-иному вопрос о запасах нефти Восточного Предкавказья и потребовало бы пересмотра перспективного плана поисковых и разведочных работ [3]. В качестве практических рекомендаций было предложено начать разведочное бурение на ряде брахиантиклинальных поднятий Южного и Северного Дагестана.
Почти одновременно разведку мезозоя Восточной антиклинальной зоны Южного Дагестана предложил В.Д. Голубятников [4]. Годом позже была опубликована работа Д.В. Дробышева, в которой он также настоятельно рекомендовал начать разведку мезозойских отложений [в].
Основные перспективы нефтегазоносности в то время связывались со среднеюрскими и нижнемеловыми песчаниками.
Карбонатные отложения верхнего мела считались лишь регионально водоносными, хотя в ряде работ и отмечалось, что воды, насыщающие эти известняки, типично нефтяные [1]. Предложение разведывать преимущественно нижнемеловые и юрские отложения объяснялось тем, что при вскрытии скважинами в Берикее, Дузлаке, Дагестанских Огнях и Хошманзиле верхнего мела были получены мощные водяные фонтаны.
В результате бурения, проведенного в пределах Дагестана, было открыто несколько незначительных нефтяных (Дузлак и Берикей) и газовых (Дагестанские Огни и Хошмензил) месторождений, в которых залежи оказались связанными с алевролитовыми пластами нижнего мела, обладающими весьма низкими коллекторскими свойствами. Переоценка существовавших ранее представлений и сосредоточение внимания на перспективности верхнемеловых отложений произошли в основном лишь в последние годы.
В 1952 г. Комплексной Северо-Кавказской нефтяной экспедицией АН СССР совместно с производственными нефтяными организациями было предложено к разведке Селлинское поднятие, расположенное в пределах Западной антиклинальной зоны Южного Дагестана (рис. 1). В декабре 1953 г. из скв. 3, вскрывшей верхнемеловые отложения на абсолютной отметке -1084,1 м, был получен нефтяной фонтан. В течение 11 месяцев открытого фонтанирования скважина выбросила более 32 тыс. т нефти. Суточный дебит иногда достигал 120-- 200 т. При последующем бурении выяснилось, что вскрытая в верхнемеловых известняках Селли газонефтяная залежь по характеру резервуара относится к массивному типу.
Водо-нефтяной контакт первоначально располагался на абсолютной отметке -1210 м. Газо-нефтяной контакт, определенный условно, проходит приблизительно на отметке -1170, -1175 м. Таким образом, высота нефтяной части залежи не превышает 35-40 м. Кровля верхнего мела в пределах газовой части в различных скважинах отбивается на абсолютных отметках от -1020 до -1169 м, следовательно, высота газовой шапки достигает 150 м.
Результаты предварительной эксплуатации свидетельствуют о том, что приток нефти из скважин связан с трещиноватостью вскрытых известняков.
Характер получаемых притоков жидкости и газа неустойчив. Для ряда скважин характерна тенденция к повышению отдачи жидкости в процессе эксплуатации. Из 20 скважин, пробуренных на Селлинской нефтегазоносной площади, в 14 получены промышленные притоки нефти [12].
В пределах той же Западной антиклинальной зоны в 1955-1956 гг. велось структурное бурение в районе Салтабакского погребенного поднятия, расположенного на северном продолжении Селли-Байкенезской складки. Свод этого поднятия был вскрыт скважинами под моноклинально залегающими третичными слоями, перемещенными по разрыву (рис. 2). В трех скважинах вскрытие верхнего мела сопровождалось интенсивными газовыми выбросами и появлением пленок нефти на глинистом растворе. При углублении в толщу верхнемеловых известняков был отобран керн, обильно пропитанный жидкой нефтью.
В процессе структурного бурения на территории, расположенной к западу от Салтабакской складки, в районе распространения так называемых Губденских куполов в некоторых скважинах, вскрывших верхнемеловые отложения, также отмечены нефтепроявления. В одной из скважин, заложенной в непосредственной близости от выхода на поверхность мезозойских отложений, из интервала 31- 36 м был поднят четырехметровый образец верхнемеловых известняков с трещинами, заполненными твердым битуминозным веществом и густой темно-коричневой нефтью (Из отчета В.П. Галина. Результаты геологических исследований в пределах Губ- денской площади. Фонды НПУ Дагнефть, Махачкала, 1955.).
При бурении на южном окончании Западной антиклинальной зоны - в Экендиле и Аджиноуре - при вскрытии и проходке верхнемеловых известняков были получены интенсивные притоки воды с углеводородным газом. Дебиты воды достигали 12 000 м3 в сутки при очень небольших количествах газа. Лишь в единичных случаях дебит газа составлял 1000 м3 с быстрым снижением до 10-30 м3/сутки.
Опробование верхнемеловых известняков на промысловых площадях Восточной антиклинальной зоны (Берикей, Дузлак, Дагестанские Огни и Хошмензил) сопровождалось мощными фонтанами сильно минерализованных иодо-бромных вод, достигавших иногда 20-70 тыс. м3 в сутки.
Указанное явление объясняется отсутствием в разрезе этих месторождений непроницаемой покрышки для мигрирующих снизу углеводородов, состоящей из глин и глинистых мергелей пестроцветного горизонта.
Вслед за получением верхнемеловой нефти в Селли глубокое разведочное бурение на те же отложения было начато в районе Избербашского и Ачисинского поднятий. В Избербаше скважины оказались заложенными на периклинали мезозойской складки и не достигли проектного горизонта. В Ачи-Су, несмотря на то, что верхнемеловые отложения были вскрыты двумя скважинами (скв. 120 и 125), испытать их не удалось из-за малого диаметра (рис. 2).
В майкопских глинах, покрывающих фораминиферово-меловую известняково-мергельную толщу, как в Избербаше, так и в Ачи-Су наблюдались интенсивные нефтепроявления. Нефть сходна с нефтью, полученной в Селли, что дает основание предполагать наличие массивных залежей в фораминиферовых и верхнемеловых слоях.
Значительно более эффективные результаты разведки верхнемеловых отложений были получены в последнее время в Грозненской области. Исследованиями, проведенными Грознефтеобъединением в Сунженском антиклинории совместно с Комплексной Северо-Кавказской нефтяной экспедицией АН СССР, установлено, что верхнемеловые породы наиболее приподняты в районе Ачалуки и Карабулак, где они образуют единое мезозойское Ачалукско-Карабулакское поднятие [5].
Первые скважины были пробурены в 1954-1955 гг. на Карабулакской площади, занимающей восточное периклинальное окончание складки. Все шесть скважин, вскрывшие к настоящему времени верхнемеловые известняки, дали промышленные притоки нефти (рис. 3 и 4).
Верхнемеловые известняки массивной залежи нефти Карабулакского месторождения впервые были вскрыты скв. 16 на абсолютной отметке -1690 м. В начальный период пробной эксплуатации через 10-мм штуцер из скважины ежесуточно поступало до 130 т безводной нефти. Первоначальные суточные дебиты остальных скважин достигали 80-150 т. Характерной особенностью получаемых притоков является весьма низкое загрязнение (обычно 2-6%). Как правило, скважины начинают фонтанировать лишь после 3-4- кратной солянокислотной обработки призабойных зон, проводимой под большим давлением. Результаты опробования и предварительной эксплуатации свидетельствуют о том, что верхнемеловая залежь приурочена к трещиноватому массивному коллектору, сложенному относительно монотонной толщей известняков и плотных мергелей. Режим залежи упруго-водонапорный.
Все скважины, вскрывшие в Карабулаке верхнемеловые известняки, обнаружили в них нефть. Газовая шапка в залежи, возможно, отсутствует. Водонефтяной контакт, а следовательно, и высота нефтяной залежи пока не установлены, хотя верхнемеловые известняки полностью пройдены скв. 16.
Предварительно о высоте нефтяной залежи можно судить по следующим данным. В скв. 3 (Ачалуки), вскрывшей кровлю верхнего мела на абсолютной отметке -1452 м, была получена чистая нефть. В скв. 18 (Карабулак) кровля этих отложений оказалась на абсолютной отметке -1816 м. Однако в этой скважине при испытании самых нижних частей верхнемелового разреза вместе с нефтью было получено до 50% воды. Высота нефтяной части по этой скважине приблизительно равняется 250 м, а водо-нефтяной контакт проходит на абсолютной глубине -2066 м (1816 + 250 = 2066 м). Исходя из этого, общую высоту нефтяной части всей залежи можно принять близкой к 600 м (2066- 1452 = 614 м). Благоприятные результаты испытания первых скважин, пробуренных на периклинали Ачалукско-Карабулакской мезозойской складки, заставляют высоко расценивать перспективы верхнемеловых отложений, развитых и в прилегающих районах Сунженского антиклинория. На 1957 г. Грознефтеобъединением запроектировано бурение 18 скважин в пределах Сунженского антиклинория, в которых должно быть проведено опробование массивной залежи в верхнемеловых известняках. 16 скважин будут пробурены на Ачалукско-Карабулакском поднятии (рис. 3), одна на Заманкульском и одна на Серноводском.
Химические исследования карабулакских нефтей, произведенные в лаборатории кафедры геологии и геохимии горючих ископаемых МГУ, указывают на большое сходство этих нефтей с селлинскими. Нефть обоих месторождений малосернистая: содержание силикагелевых смол в карабулакской нефти не превышает 2,5-3%, а в селлинской 6-9%; асфальтенов от 0,2 до 0,8%; парафина в карабулакской нефти до 5%, а в селлинской до 13%.
Преобладающими углеводородами в составе всех дистиллятных фракций являются метановые; меньшее значение имеют нафтеновые и ароматические компоненты. Основное отличие селлинской нефти от карабулакской состоит в том, что последняя содержит больше легких фракций. В связи с этим различаются некоторые физические параметры: удельный вес селлинской нефти колеблется в пределах 0,866-0,879, а карабулакской 0,820-0,825, температура застывания первой минус 18-23°, второй - минус 9° [7].
В последние годы неоднократно ставился вопрос о разведке верхнемеловых отложений, слагающих свод Терского антиклинория. Однако бурение поисковых скважин ежегодно откладывалось из-за больших глубин залегания мезозоя. После благоприятных результатов бурения в Карабулаке в 1956 г. было решено углубить для вскрытия верхнемеловых известняков старую скв. 690/7 на Малгобекско-Вознесенской площади. На глубине 3067 м эта скважина вскрыла кровлю верхнего мела (абсолютная отметка минус 2400 м). При углублении скважины в верхнемеловую толщу отмечалось газирование и появление нефтяных пленок на глинистом растворе (рис. 5). Произвести испытание скважины не удалось.
На основании изложенного в пределах Восточного Предкавказья можно считать установленной региональную нефтегазоносность верхнемеловых отложений.
В результате исследований, проведенных в последние годы, можно дать благоприятную оценку перспектив нефтегазоносности еще одной толщи карбонатных отложений, составляющих разрез верхней юры и неокома. Эти отложения, обладая ограниченным распространением, достигают своего максимального развития на участке между р. Сулак на востоке и р. Чегем на западе. Здесь эти отложения представлены мощными толщами известняков и доломитов.
Изучение битумов в карбонатных отложениях верхней юры и неокома показало, что эти породы обладают эпигенетической битуминозностью. Битуминозность связана преимущественно с трещинами и отдельными кавернами карбонатных пород. Вторичность этих битуминозных включений подтверждается и тем, что отложения указанного возраста в области накопления наибольших мощностей менее битуминозный чем в периферических частях верхнеюрской впадины, где мощность их значительно меньше. Западнее же - в Северной Осетии и Кабарде - эти отложения обогащены битумом. Наибольшее количество битуминозных веществ содержится в пелитоморфных известняках оксфордского яруса. И.А. Конюхов отмечает содержание в них битумов 0,02-0,08%, а иногда и до 0,1% и считает их сингенетичными [10, 11], с чем вряд ли можно согласиться.
Весь карбонатный комплекс отложений верхней юры и неокома обладает хорошими коллекторскими свойствами. Исследования показали, что зернистые и кавернозные известняки и доломиты лузитанского яруса, характеризующиеся пористостью 15-20%, обладают и хорошей проницаемостью. Все это позволяет рассматривать карбонатные отложения верхней юры и неокома как природные резервуары, в которых при наличии ловушек возможно существование залежей нефти и газа.
Промышленные притоки нефти и газа из карбонатных отложений нижнемелового возраста пока получены в пределах Восточного Предкавказья лишь на территории Датыхского поднятия, где эти отложения пройдены скв. 6 и 7 (рис. 6). В скв. 7 из песчано-карбонатной толщи готеривского яруса при испытании интервала 2060-2186 м был получен фонтан безводной нефти с суточным дебитом 343 т. Однако через 8 час. из скважины вместе с нефтью стала появляться и вода во все увеличивающемся количестве. При дифференцированном испытании выяснилось, что притоки нефти поступают из интервалов разреза 2180-2186 и 2148- 2166 м. В нижнем интервале была получена чистая нефть, а выше - нефть с большим количеством воды. Грознефтеобъединение запроектировало бурение на Датыхской структуре с целью вскрытия среднеюрских отложений.
В Прикумском районе бурение, проводившееся в Озек-Суате и на других прилегающих площадях, выяснило отсутствие отложений верхней юры, готерива и валанжина. Скважины, пробуренные в Озек-Суате, выявили наличие в разрезе 145-м толщи песчаников и известняков, отнесенных к бар- рему. В Артезиане мощность этой толщи достигает 162 м. Опробование скважин, пробуренных в Озек-Суате и Зимней Ставке показало, что имеются залежи нефти в песчаных пластах барремского яруса. В Прикумской равнине в известняковой части разреза этого яруса нефтепроявлений пока не обнаружено.
Проблема нефтегазоносности карбонатных отложений мезозоя, естественно, должна решаться путем рассмотрения во взаимосвязи ряда факторов. Для правильной оценки перспектив нефтегазоносности трещиноватых и кавернозных карбонатных отложений в первую очередь необходимо решить вопрос о материнских толщах, за счет которых может происходить образование нефтяных и газовых скоплений. Проводившиеся кафедрой геологии и геохимии горючих ископаемых МГУ в последние 10 лет исследования по этой проблеме показали, что на протяжении всей мезозойской истории развития Кавказа можно выделить определенные отрезки геологического времени, характеризующиеся условиями, благоприятными для захоронения органического вещества и преобразования его в битумы [9, 10, 11]. Эти отрезки времени, являющиеся этапами битумообразования, тесно связаны с основными этапами геологического развития рассматриваемого региона, обусловившими накопление мощных толщ пелитовых осадков.
Время образования среднеюрских отложений, представленных 3-км толщей терригенных образований, по ряду признаков может быть выделено в качестве крупного этапа битумообразования.
Высоким общим содержанием органического вещества характеризуются отложения бат-байосского возраста. В большинстве районов при люминесцентно-битуминологическом изучении этих отложений отмечалось содержание битумов 0,02-0,03%. В разведочных районах концентрация битумов увеличивается до 0,1-0,4%. При этом рассеянные битумы, связаны в основном с глинами и алевритово-глинистыми пачками. Битуминозные вещества, отмечаемые в песчаных прослоях, отличаются по своему характеру от битумов, связанных с глинистыми породами. Значительное количество органического вещества в глинах и алевритах, их черный цвет, обилие сидеритовых конкреций, включения пирита - все это указывает на накопление этих отложений в устойчиво восстановительных условиях. Быстрое захоронение поступающего органического вещества в условиях восстановительной обстановки благоприятствовало последующему образованию битуминозных соединений.
На основании сказанного бат-байосская толща рассматривается как одна из основных нефтематеринских свит мезозойского разреза.
Карбонатные отложения верхней юры и неокома на территории Восточного Предкавказья подстилаются битуминозными среднеюрскими глинами. В условиях глубокого погружения и накопления мощных толщ верхнеюрских и меловых отложений создавались благоприятные предпосылки к перемещению подвижных битуминозных веществ из среднеюрских глин в вышележащие трещиноватые, а местами и кавернозные карбонатные породы.
По данным люминесцентно-битуминологического анализа терригенные образования нижнего мела (верхний баррем, апт и альб) отличаются более низким содержанием битуминозных веществ по сравнению со среднеюрскими отложениями. Максимальное содержание битума в них не превышает 0,02%. При этом наблюдается, что глины нижнего мела содержат больше битума, чем песчано-алевритовые прослои, и состав битума в глинах отличается большим содержанием смолистых компонентов, тогда как битумы песчано-алевритовых прослоев в основном состоят из маслянистых компонентов [10, 11]. Можно полагать, что рассеянные в глинах битуминозные вещества являются сингенетичными, а всю терригенную толщу нижнего мела можно рассматривать как нефтематеринскую. По-видимому, залежи нефти и газа, связанные с песчаниками и алевролитами нижнего мела и с толщей верхнемеловых известняков, питаются битумами, рассеянными в глинах и глинистых алевритах терригенной части нижнемеловых отложений.
Можно предполагать, что перспективы нефтегазоносности верхнемеловой карбонатной толщи связаны с теми районами, в которых эти известняки покрывают глинисто-алевритовую толщу нижнего мела. В тех же районах, где верхний мел подстилается в основном песчаниками и алевролитами, верхнемеловые слои, вероятно, неперспективны (рис. 7).
Промышленную разведку на верхнемеловую нефть нужно проводить в первую очередь на уже выявленных антиклинальных поднятиях.
В Дагестане наиболее перспективными являются Ачисинское и Избербашское поднятия, расположенные в пределах Восточной антиклинальной зоны, и Гаша-Байкенезское, являющееся составным звеном Западной антиклинали. На территории Ачи-Су, Избербаша и Байкенеза в настоящее время уже ведется разведочное бурение, рассчитанное на опробование верхнемеловых известняков. Кроме того, весьма перспективным является также Салтабакское поднятие, расположенное к северу от Селли-Байкенезской складки.
Отдельно должен быть поставлен вопрос о поисках залежей нефти и газа в верхнемеловых известняках Северного Дагестана, в районе, расположенном между г. Махачкала и р. Сулак. Строение этого района характеризуется расплыванием всех антиклинальных и синклинальных зон на фоне регионального наклона слоев северного склона Кавказского сооружения. Условия залегания мезозойских отложений в этом районе пока выяснены далеко не полностью. Изучение структурных соотношений третичных и мезозойских отложений позволяет предполагать существование в мезозое двух ступенчато расположенных структурных террас. По-видимому, эти террасы лежат на продолжении Восточной антиклинальной зоны Южного Дагестана. Вполне возможно, что в пределах этих террас существуют структурные осложнения в виде небольших самостоятельных брахиантиклинальных поднятий. Решить этот вопрос можно лишь в результате дополнительных геологических исследований с постановкой глубокого разведочного бурения.
Наибольшие перспективы нефтегазоносности верхнемеловых отложений в Северном Дагестане следует связывать с уже выявленным крупным Бенойским брахиантиклинальным поднятием. На этой площади в начале 30-х годов были получены промышленные притоки нефти из нижнемайкопских отложений, которые не оказались связанными с отдельными пластами разведывавшейся толщи. Весьма возможно, что эти притоки нефти были приурочены к отдельным зонам трещиноватости, питающимся за счет нефти, поступающей из залежи в толще карбонатных пород палеогена - верхнего мела, подстилающих майкопские слои.
Промышленные притоки нефти в районе Ачалукско-Карабулакского поднятия Сунженского антиклинория указывают на перспективность этих отложений в сводах других поднятий той же антиклинальной зоны. В пределах Сунженского и Малокабардинского хребтов намечаются еще две перспективные брахиантиклинали: Заманкульская, расположенная к западу от Ачалукско-Дарабулакской складки, и Серноводская, находящаяся на востоке от последней. Возможно, что в связи с большим диапазоном нефтеносности все эти три поднятия будут иметь единый общий водо-нефтяной контакт.
В пределах Терского антиклинория верхнемеловые слои должны залегать гипсометрически глубже чем в Сунженском.
Нефтепроявления Малгобекско-Вознесенской площади и доказанная промышленная нефтеносность верхнего мела в Сунженском антиклинории свидетельствуют о высокой перспективности этих отложений и на территории Терского антиклинория. Наиболее благоприятной для разведки является Малгобекско-Вознесенская площадь, где верхнемеловые слои образуют хорошо выраженное поднятие.
Открытым остается вопрос о перспективности верхнемеловых отложений, развитых в районах, расположенных непосредственно к северу от передовых хребтов.
На картах изменения литологического состава нижнемеловых отложений, построенных в процессе работ Комплексной Северо-Кавказской нефтяной экспедиции, в пределах этой территории вплоть до линии Ачикулак - Артезиан верхнемеловые известняки залегают на преимущественно глинистых и алевритовых образованиях нижнего мела [11].
В связи с этим при обнаружении благоприятных структурных форм на всей этой территории до указанной линии можно рассчитывать на обнаружение в них газовых и нефтяных скоплений.
В районах, расположенных севернее линии Ачикулак - Артезиан, происходит значительное изменение разреза нижнемеловых отложений в сторону увеличения в них содержания песчаного материала. Практически в этих местах нижний мел в основном представлен песчаниками и алевролитами. Особенно развит песчаный материал в западных районах (Ачикулак, Озек-Суат, Величаевка и др.). Однако непосредственно под известняками в Прикумской равнине залегает 10-18-м пачка глин, относимая по микрофаунистическим определениям к низам верхнего мела. Мощность этой пачки увеличивается в восточном направлении и достигает в районе Артезиана 20-35 м.
Из изложенного видно, что в верхнемеловых известняках, развитых в восточных районах (Джанай, Артезиан, Промысловая и др.), возможно накопление нефти и газа при условии наличия ловушек. На южном участке по данным геофизических исследований намечается ряд пологих антиклинальных поднятий (Каспийское и др.). На северных участках - в районе Промысловой - верхнемеловые известняки в значительной мере размыты и непосредственно перекрыты отложениями плиоцена. В связи с этим основные перспективы нефтегазоносности верхнемеловых отложений восточных районов Прикумской равнины следует связывать с более южными участками (Цатуров А. И. Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности Затеречной равнины. Канд. диссерт. Фонды Грознефтеобъединения (Грозный) и Ин-та нефти АН СССР (Москва).).
Перспективность описываемых отложений, развитых в районе Озек-Суат - Ачикулак - Величаевка, может быть оценена лишь после получения дополнительных материалов, характеризующих подстилающие породы с точки зрения их битуминозности. Однако, учитывая, что на этой территории глубоким бурением доказано существование благоприятных структурных условий, уже сейчас представляется возможным рекомендовать верхнемеловые известняки для опробования на ряде площадей Прикумского района.
Выше отмечалось, что газонефтяные скопления, приуроченные к карбонатным отложениям верхней юры и неокома, питает, по-видимому, среднеюрская нефтематеринская толща. Поэтому перспективными районами для указанного комплекса отложений явятся те, в которых верхняя юра подстилается толщей глинистых битуминозных среднеюрских отложений. Мало перспективными необходимо считать те области, в которых карбонатные отложения верхней юры залегают преимущественно на песчано-алевритовых образованиях (рис. 8).
В пределах Восточного Предкавказья возможными зонами нефтегазонакопления для верхнеюрских и неокомских известняков являются зоны Терского и Сунженского антиклинориев, а также Датыхское и Бенойское брахиантиклинальные поднятия.
В пределах Прикумской равнины перспективы нефтегазоносности описываемых отложений, вероятно, необходимо связывать с песчаными пластами барремского яруса. Указанные пласты могут оказаться нефтеносными в пределах Урожайного, Колодезного, Зурмутинского и Максимокульского поднятий. Большой практический интерес представляют также и такие поднятия, как Буденновское, Прасковейское и Правокумское, где в настоящее время проводится глубокое разведочное бурение на меловые отложения. Однако, на этих площадях глубины залегания рассматриваемых горизонтов будут значительно большими.
Открытие залежей нефти и газа в карбонатных отложениях палеогена, верхнего мела, неокома и верхней юры значительно расширяет перспективы развития добычи этих полезных ископаемых в Восточном Предкавказье.
ЛИТЕРАТУРА
1. Брод И.О. Иодо-бромные воды Южного Дагестана. Тр. Всесоюзного гидрогеологического съезда 1932 г., вып. 5. Гос. научно-техн. горно-геолог. изд., 1934.
2. Брод И.О., Муссаев С.Э. Схема ввода площадей Дагестана в разведку на нефть глубоким бурением с 1932 по 1937 г, Тр. Сев. Кав. конф. геол. нефт. 1931-1932 гг., вып. 6. Изд. АН СССР, 1933.
3. Брод И.О. О новых нефтяных ресурсах северо-восточного Кавказа. Нефтяная промышленность, № 3, 1940.
4. Голубятников В.Д. Геология и полезные ископаемые третичных отложений Дагестана. Тр. ЦНИГРИ, вып. 136. Госгеолиздат, 1941.
5. Гринфельд М.И. Соотношение тектоники третичных и мезозойских отложений в зоне передовых складок Северной Осетии. Новости нефтяной техники, нефтепромысловое дело, № 9, 1955.
6. Губкин И.М. Геологические исследования Кубанского нефтеносного района. Листы Анарско-Роевский и Темрюкско-Гастогаевский. Тр. геол. ком., нов. сер., вып. 115, 1915.
7. Гусева А.Н. Характеристика нефти и газа и воды нового месторождения Селли. Новости нефтяной техники, сер., геол., вып. № 1, 1956.
8. Дробышев Д.В. Перспективы нефтегазоносности отложений мезозоя на северном склоне Кавказа. Сб. «Нефтеносность мезозойских отложений Бол. Кавказа». Гостоптехиздат, 1941.
9. Еременко Н.А., Максимов С.П., Тхостов Б.А. О циклах битумообразования на северо-восточном Кавказе. Нефт. хоз., № 9, 1949.
10. Конюхов И.А. Битуминологические особенности мезозойских отложений Дагестана. Разведка недр, № 8, 1956.
11. Конюхов И.А. О нефтегазоносности мезозойских отложений Северного Кавказа. Новости нефтяной техники, сер., геол., вып. 1, 1956.
12. Несмеянов Д.В. Геологическое строение нового газонефтяного месторождения Селли в Южном Дагестане. Новости нефтяной техники, сер., геол., вып. 1, 1956.
Рис. 1. Поперечный разрез через Селлинское поднятие.
1 -нефтепроявления; 2 - газопроявления; N12kn+kg - конка + караган; N12c+t - чокрак + тархан; N11 + Pg33-Майкоп; Сr2-верхний мел; Cr1-нижний мел; J - юра.
Рис. 2. Поперечный разрез через Шехебекское, Салтабакское и Ачисинское поднятия.
1 - нефтепроявления; 2 - газопроявления.
Рис. 3. Структурная карта Ачалукско-Карабулакского поднятия. (Сост. в Грознефтеобъединении.)
1- стратоизогипсы по поверхности верхнемеловых отложений; 2 - скважины, давшие нефть из верхнемеловых отложений; 3 - скважины, находящиеся в бурении; 4 - профильные разрезы; 5-проектные разведочные скважины на 1957 г.
Рис. 4. Поперечные разрезы через Ачалукско-Карабулакское поднятие. (Сост. в Грознефтеобъединении.)
N2ak - акчагыл; N13s- сармат; N12kn+kg - конка + караган; N12с+t - чокрак + тархан; N11+Pg33 - майкоп; Pg2+1 - эоцен+палеоцен; Cr2-верхний мел; Cr1 - нижний мел; J - юра.
Рис. 5. Поперечный разрез через Малгобекское поднятие.
N13s -сармат; N12kn+kg - конка + караган; N12c+t - чокрак +тархан; N11- Pg33 - Майкоп; Сr2 - верхний мел.
Рис. 6. Поперечный разрез через Датыхское поднятие.
1 - нефтепроявления; 2 - газопроявления; N12c+t - чокрак+тархан; N11+Pg33 - майкоп; Pg2+1 - эоцен + палеоцен; Сr2- верхний мел; Cr1al+ар - альб + апт; Cr1nk - неоком.
Рис. 7. Схема возможной нефтегазоносности верхнемеловых отложений Восточного Предкавказья.
1 - площади с доказанной нефтегазоносностью верхнемеловых отложений; 2 - известные зоны нефтегазонакоплений в верхнемеловых отложениях и их предполагаемое распространение; 3 - возможные зоны нефтегазонакоплений; 4 - территория распространения мезозойских отложений на поверхности; 5-территория развития глинисто-алевритовых отложений апт-альба; 6 - территория развития глинистых отложений нижней части верхнего мела; 7 - территория развития песчано-алеврито-глинистых отложений апт-альба; 8 - территория развития песчано-алевритовых отложений апт-альба.
Рис. 8. Схема возможной нефтегазоносности карбонатных отложений верхней юры и неокома.
1 -площади с доказанной нефтегазоносностью неокомских отложений; 2 - известные зоны нефтегазонакопления; 3-возможные зоны нефтегазонакопления; 4 - территория распространения мезозойских отложений на поверхности; 5-территория развития преимущественно глинистых отложений байос-бата; 6 - территория развития алевритово-глинистых отложений байос-бата с прослоями песчаников; 7-территория развития песчано-алевритовых отложений байос-бата.