Новые данные о геологическом строении западного Предкавказья и перспективы открытия новых крупных месторождений нефти
С.Т. КОРОТКОВ
За последние два года в Краснодарском крае были открыты новые крупные нижнемеловые месторождения газа (Челбасское, Крыловское, Березанское, Майкопское и Кущевское) и только одно сравнительно небольшое Безводненское месторождение нефти, приуроченное к меловым отложениям.
Эффективность геологоразведочных работ на нефть и газ в целом высокая. Однако положение с подготовкой запасов нефти остается неудовлетворительным. В значительной мере это зависит от недостаточного знания закономерностей размещения нефтяных, газо-нефтяных и газовых месторождений. Обычно оценка перспективности новых районов и площадей производится суммарно по «нефтегазоносности», что не может больше удовлетворять промышленность, планирующую раздельно рост добычи нефти и газа.
В последнее время все больше публикуется статей о происхождении нефти и газа, а в некоторых из них рассматриваются и вопросы формирования залежей, однако использовать выводы из этих работ для поисков в большинстве случаев пока не представляется возможным. В этом отношении выгодно отличается книга А.Л. Козлова [1] и ранее опубликованные статьи В.П. Савченко, С.П. Максимова и В.С. Гусова, излагающие теорию формирования залежей нефти и газа на основе принципов дифференциального улавливания углеводородов при их вертикальной (межпластовой) и особенно боковой (пластовой) миграции (Следует напомнить, что еще в 1940 г. [7] сходные идеи о боковой миграции были высказаны для объяснения образования майкопских заливообразных залежей нефти.). Эта теория уже позволяет направлять поиски нефти и газа в зависимости от поставленных задач, но при условии знания геологического строения нефтегазоносного бассейна, особенно его структурных форм и их тектонического развития.
К сожалению, изучение конкретной тектоники, особенно в историческом разрезе, даже таких, казалось бы, хорошо изученных областей, как Северо-Западный Кавказ и Предкавказье, находится все еще в неудовлетворительном состоянии. Экспедиции центральных научно-исследовательских институтов и даже некоторые ученые территориальных научно-исследовательских организаций предпочитают исследованиям обобщения, детальному изучению тектоники перспективных площадей и районов разработку общих тектонических схем без достаточной увязки с ранее созданными, без учета уже принятых в практике названий районирования, терминологии.
Для характеристики состояния данных вопросов, достаточно сослаться на разнобой в докладах [2] на геологическом совещании по Северному Кавказу. Понадобилось создание специальной комиссии Совещания для увязки схем тектонического районирования и упорядочения терминологии. Однако и после этого положение мало улучшилось и даже в сводной работе по региональной тектонике нефтеносных областей [3] тектоническое районирование северо-западного Кавказа и Предкавказья дано в двух вариантах при полной несогласованности терминологии. В этом отношении тектонистам надо брать пример со стратиграфов, у которых существует постоянный межведомственный комитет, систематически занимающийся унификацией местных стратиграфических схем. Инициативу в этом вопросе должны проявить нефтяники, как наиболее заинтересованные в развитии тектонологии.
За истекшие годы получены новые данные о геологическом строении западного Предкавказья и рядом исследователей сделаны геологические обобщения, частично опубликованные. На геологическую службу Управления нефтяной и газовой промышленности совнархоза, отвечающую за приращение запасов и за эффективность геологоразведочных работ, возложена обязанность критически оценивать поток новых фактов и идей с точки зрения их обоснованности и практического использования.
Для Краснодарского совнархоза главной и неотложной задачей ближайших лет является открытие новых крупных месторождений нефти, поскольку по газу такая задача в основном решена в предшествующие три года. Как известно, в 1956-1959 гг. открыт крупный Ейско-Березанский газоконденсатный район, запасы газа которого в нижнемеловых отложениях оцениваются к настоящему времени в 200 млрд. м3. В 1958 г. на Адыгейском выступе открыто Майкопское нижнемеловое месторождение с запасами газа по трем газоконденсатным залежам около 50 млрд. м3. Все месторождения этих районов приурочены к складкам платформенного типа со сводовыми пластовыми и массивными залежами газа. В 1959 г. колонковым бурением обнаружено несколько залежей газа литологического типа в понтических отложениях Славянского газоносного района, что с ранее открытыми меотическими газовыми залежами того же типа (Славянское и Фрунзенское месторождения) позволяет рассчитывать на увеличение ресурсов газа для промышленности.
Переходя к вопросам нефтеносности, прежде всего необходимо выяснить, возможно ли открытие крупных нефтяных залежей в газоносных районах Краснодарского края, особенно в наиболее богатом Ейско-Березанском районе. Некоторые геологи отвечают на этот вопрос отрицательно и даже сомневаются вообще в существовании нефтяных залежей в нижнем меле западного Предкавказья, считая эти отложения там только газоносными.
Напомним некоторые особенности в распределении газоконденсатных залежей в Ейско-Березанском районе, геологическое строение которого сравнительно хороша изучено М.Р. Пустильниковым, А.Н. Шарадновым и другими и частично опубликовано.
Предполагается, что формирование геологического строения Ейско-Березанского района с конца палеозоя до эоцена включительно имело платформенное развитие, а с олигоцена начало вовлекаться в опускание предгорного прогиба и в последующее время составило его внешнее платформенное крыло.
Первая половина альпийского цикла для рассматриваемого района была континентальной и характеризовалась развитием денудационных процессов, а вторая - морской и в основном седиментационной. Начало последней для разных частей Предкавказья не было одновременным и наступало по мере развития морской трансгрессии.
В разведанных складках альбские отложения, преимущественно пески и глины, залегают на пенепленизированном нижнем карбоне, в северной зоне денудация достигла кристаллического фундамента, а с другой стороны, местами из-под альба появляются породы апта, неокома и, возможно, более древние. Последовательное развитие последних отложений, вероятно, проходило в южном направлении, откуда трансгрессировали мезозойские морские бассейны в расширяющуюся Азово-Кубанскую платформенную впадину, впоследствии захваченную системой предгорных прогибов.
В структурном отношении Ейско-Березанский район представляет сложный вал (типа Сокско-Шешминского), в пределах которого выявлено до полутора десятков платформенных складок и осложнений, расположенных по трем антиклинальным зонам. Из них наиболее четко выражена южная Каневско-Челбасско-Березанская антиклинальная линия, составляющая тектоническую основу Ейско-Березанского района. Некоторые геологи [3], не считаясь с ранее согласованной терминологией, указанные антиклинальные зоны принимают за самостоятельные валы, вместе составляющие, по их мнению, Ейско-Березанскую зону поднятий.
К настоящему времени там разведано 10 складок, из которых четыре оказались непродуктивными, к пяти приурочены газоконденсатные залежи и только одна - Каневская - содержит газовую, газоконденсатную и небольшую нефтяную залежь. Разведанные складки находятся в одном районе и имеют более или менее одинаковое геологическое строение. Рассмотрим некоторые особенности в распределении залежей, чтобы подойти к вопросу об условиях их формирования.
Все газоконденсатные залежи Ейско-Березанского района (рис. 1) приурочены к базальному песчаному горизонту альба, залегающему почти всюду непосредственно на размытой поверхности метаморфизованных пород палеозоя (Ленинградская, Челбасская, Березанская и др.) и даже на кристаллических породах докембрия (Кущевка). Лишь на погружениях складок ниже альбских песчаников появляются альбские глины и, вероятно, более древние породы мезозоя.
Ниже приводятся основные данные по характеристике газоконденсатных залежей.
Структурные ловушки практически заполнены газом до предела и ненасыщенная часть между подошвой газовой залежи и критическим структурным порогом в разведанных месторождениях колеблется в интервале 15-50 м. Резкое изменение солености вод в северном направлении указывает на хорошую замкнутость бассейна на севере в зоне регионального выклинивания мезозойских отложений. Сведения об изменении напоров пластовых вод, к сожалению, недостаточны, чтобы судить о движении вод.
Сравнивая три месторождения - Березанское, Челбасское и Каневское, расположенные в одной антиклинальной зоне, с увеличением глубины залегания отмечаем закономерное утяжеление конденсата и газа, уменьшение метановых углеводородов и скачкообразное нарастание ароматических в наиболее глубоком Березанском месторождении. На Каневском месторождении наряду с уменьшением количества конденсата обнаружена залежь нефти уд. веса 0,860, малосернистой, слабо смолистой, парафинистой (0,3%). По-видимому, образование нефтяной залежи является результатом частичного выпадения конденсата при снижении давления вследствие уменьшения глубины залегания. Вероятно, на следующей Бейсугской складке, расположенной выше и еще не разведанной, можно ожидать залежь нефти.
В Старо-Минском и Ленинградском месторождениях, расположенных также в одной антиклинальной зоне и почти на одной глубине, отмечается значительная разница в количестве конденсата. К.П. Кафанов [5] подметил и другое отличие. - в Старо-Минском месторождении не только больше конденсата, но и значительно меньший разрыв между молекулярным весом конденсата и газа, чем в других месторождениях той же группы, что указывает на вероятность там нефтяной оторочки.
Из рассмотрения материалов всей группы разведанных складок можно сделать вывод, что газоконденсатные залежи Ейско-Березанского района сформировались за счет поступленияуглеводородов из глубоких частей впадины, где развиты более нижние горизонты мезозоя. Если бы углеводороды образовались во вмещающих залежи альбских породах, то они должны были насытить все песчаные прослои среди этих отложений. Между тем, на Ленинградском, Старо-Минском, Челбасском месторождениях из двух альбских песчаных горизонтов нижний продуктивен, а верхний, залегающий среди глин, водоносен (рис. 2).
Сульфатно-натриевый тип вод в Ново-Минской опорной скважине указывает, что углеводородов в этом горизонте и не было.
По-видимому, следует отвергнуть предположение о возможности поступления углеводородов снизу из сложно дислоцированных и частично метаморфизованных пород палеозоя, поскольку на всех разведанных складках нижний альбский песчаный горизонт залегает на денудированной поверхности палеозоя, а газоконденсатные залежи обнаружены только на некоторых и не образовались на таких хорошо выраженных антиклиналях, как Ново-Минская и Щербиновская.
Гипотеза струйной миграции удовлетворительно объясняет распределение залежей углеводородов в Ейско-Березанском районе. Хотя детали этого процесса еще не изучены, но можно предположить, что углеводороды произошли в мезозойских породах и поднимались по пластам до их выклинивания, а затем двигались по кровле палеозоя вдоль осей антиклинальных линий и по пути насыщали локальные ловушки. Коллекторами явились налегающие на палеозой нижние альбские песчаники и сами палеозойские породы в случае их трещиноватости. Из последних в скв. 5 на Челбасском месторождении был получен промышленный приток газа.
В зависимости от соотношений подземного рельефа в отдельные структуры и даже группы их углеводороды могли не попасть, что объясняет отсутствие залежей на Ново-Минской, Албашинской и Щербиновской складках. Некоторым подтверждением сказанному служит подмеченное А.Г. Королевым отсутствие растворенного газа в пластовой воде нижнего альбского горизонта на Щербиновской площади, хотя химический состав вод не отличается от вод соседних месторождений.
Время формирования залежей пока недостаточно ясно, но, очевидно, они образовались при последней перестройке структурного плана этого района, связанного с образованием и резко неравномерным опусканием различных зон предгорных прогибов. Первая четкая фаза опускания передового прогиба зафиксирована в распределении мощностей майкопских отложений, но вероятна более ранняя фаза в палеоцене, когда произошло значительное воздымание Северо-Западного Кавказа, что должно было повести к обратной волне в Предкавказье.
Таким образом, намечается первое направление для поисков нефти в Ейско- Березанском районе в сторону воздымания осей антиклинальных линий, где должна быть естественная сепарация газоконденсата и последующее перемещение нефти по законам струйной миграции. Представляют интерес Бейсугская складка, Канеловский выступ и возможные структурные осложнения к западу от Старо-Минского месторождения.
Вторым направлением поисков крупных залежей нефти является разведка глубоко залегающих складок типа Озек-Суата, где вследствие больших пластовых давлений, превышающих давление насыщения, не происходило выделение свободного газа и, следовательно, последний не мог вытеснить породившую его нефть. Эти «нижние» залежи нефти надо искать к юго-востоку от Березанского месторождения на продолжении той же антиклинальной линии и к юго-востоку от Ленинградского месторождения в Тихорецко-Кропоткинском районе.
Также перспективна полоса к югу от Ейско-Березанской зоны складок, где структурные осложнения хотя еще и не выявлены, но должны быть и, кроме того, возможны поиски стратиграфических залежей нефти. Еще более перспективны для поисков нефти глубоко залегающие складки в Восточно- Кубанском прогибе - в Армавиро-Лабинском и Ладожско-Темиргоевском районах, нефтеносность которого доказана для палеогена (Александровское месторождение) и юры (Баракаевское месторождение).
Прежде чем перейти к оценке центральной части и южного борта Азово-Кубанской впадины, напомним распределение нефтяных и газовых залежей в хорошо разведанных месторождениях. В наиболее крупном на Кубани Анастасиевско-Троицком месторождении разрабатывается шесть продуктивных горизонтов, из них первые три, понтические, на глубинах 780-1240 м являются чисто газовыми, IV меотический горизонт на глубине 1400-1500 м - газо-нефтяной и нижележащие V-VI горизонты - нефтяные. То же распределение в Ново-Дмитриевском месторождении, где тортонские отложения являются газовыми, майкопские - газо-нефтяными и кумские - нефтяными. Таким образом, в этих зонах для ряда залежей сохраняется распределение углеводородов по законам гравитации, что позволяет искать нефтяные залежи в более глубоких горизонтах.
Особенно перспективна разведка на Анастасиевско-Троицком месторождении и на других структурах той же Анастасиевско-Краснодарской антиклинальной зоны и на Тамани, где нижнепалеогеновые и меловые горизонты в хорошо выраженных антиклинальных складках изолированы сверху мощной толщей майкопских глин.
Перспективны для разведки на нефть юрские горизонты в складках Адыгейского выступа, где они надежно изолированы толщей гипсоангидритов титона. В первую очередь поиски нефтяных залежей следует вести на майкопской складке и в Ширванском районе ниже выявленных газовых горизонтов. Коллекторами для нефти могут явиться песчаные горизонты и трещиноватые известняки (На возможность поисков нефти в известняках впервые указал Д.И. Выдрин на геологическом совещании в г. Краснодаре в 1956 г.).
Таким образом, разведка глубоких горизонтов в хорошо выраженных антиклинальных складках центральной части Азово-Кубанской впадины и полосы предгорий является третьим направлением для поисков нефти.
Имеются другие направления для поисков нефти уже осуществляемые (миоцен предгорий), стоящие в плане 1959 г. (погружение северо-западного Кавказа) и планируемые на семилетие (зоны выклинивания, Азовское море), но главной очередной задачей является разведка глубоких горизонтов. К сожалению, Краснодарские буровики еще не преодолели сложности бурения глубоких скважин. Так, средние глубины разведочных скважин в 1959 г. по сравнению с 1956 г. в Ставрополье увеличились на 42%, в Чечено-Ингушетии на 31%, в Дагестане на 62%, а в Краснодарском крае остались в тех же пределах 2200 м.
В колонковом бурении, наоборот, глубины скважин в последние годы резко возросли и приближаются к 1500-2000 м. В 1959 г. Геологоразведочная контора успешно решала задачи поискового бурения станками УРБ-4П и Уфимец-Шмидт. В скважины малого диаметра спускались и цементировались 2,5” и 3” насосно-компрессорные трубы, простреливались малогабаритными кумулятивными перфораторами и проводилось нормальное опробование. Этим методом было открыто Кущевское газоконденсатное месторождение, Гривенская газовая залежь в Приазовье и Варениковское нефтяное месторождение в низовьях р. Кубань.
Геологическое изучение Предкавказья сейсмическим методом отраженных волн, успешно применяемым в Краснодарском крае, сейчас находится накануне кризиса, если не будет осуществлено значительное техническое перевооружение геофизики для повторного более глубокого изучения этой территории с целью выявления структурных осложнений и зон выклинивания. Трест Краснодарнефтегеофизика собственными силами предпринимает некоторые шаги для улучшения методики исследования по выявлению причин помех (кратные отражения и др.), внедрению метода преломленных волн, но геофизические научно-исследовательские институты Министерства геологии и АН СССР устранились от участия в этом необходимом деле на Кубани.
Научно-исследовательские работы должны производиться по плану, согласованному с межведомственной комиссией АН СССР по проблеме закономерностей размещения нефтяных и газовых месторождений примерно по следующей программе.
1. Изучение современной структуры и размещения нефтяных и газовых залежей Азово-Кубанского нефтегазоносного бассейна:
а) уточнение номенклатуры структур (пояс, зона, линия, складка и др.) и залежей;
б) схема районирования (бассейн, область, зона, район и т. д.);
в) изучение связей отдельных физических и геохимических особенностей залежей с тектоникой, литологией и гидрогеологией.
2. Динамика формирования залежей в связи с развитием структуры:
а) методика анализа развития локальных структур и более крупных подразделений и механизма их формирования (палеогеологические профили и карты и т. д.);
б) выделение структурных этажей и ярусов и выделение поверхностей для графических построений;
в) методика выявления несоответствия структурных планов, миграции структурных линий (очертаний и осей структур) и выяснение взаимоотношений волновых движений и разломов;
г) построение структурных карт, вероятного распределения залежей и путей миграции углеводородов для основных этапов развития.
3. Перспективная оценка неизученных и слабо изученных территорий и ярусов стратиграфического разреза:
а) принципы оценки нефтеносности и газоносности;
б) вероятные еще неоткрытые структуры;
в) вероятные зоны литологических выклиниваний и стратиграфических перекрытий;
г) рекомендуемая методика поисков нефтяных и газовых залежей и месторождений.
4. Описание нефтяных и газовых месторождений Краснодарского края.
ЛИТЕРАТУРА
1. Козлов А.Л. Формирование и размещение нефтяных и газовых залежей. Гостоптехиздат, 1959.
2. Перспективы нефтегазоносности Северного Кавказа и Предкавказья. Сб. докладов Северо-Кавказского совещания геологов-нефтяников. Гостоптехиздат, 1959.
3. Тектоника нефтеносных областей. Т. III, под ред. Ю.А. Косыгина. Гостоптехиздат, 1958.
4. Жабрев И.П. Условия формирования нефтяных и газовых месторождений Азово- Кубанского прогиба. Фонды КФ ВНИИ, 1959.
5. Кафанов К.П. Исследование газов разведочных и промысловых площадей Краснодарского края. Фонды КФ ВНИИ, 1958.
6. Котов В.С. Гидрогеология мезозойских и третичных отложений Северо-Западного Предкавказья. Фонды КФ ВНИИ, 1959.
7. Коротков С.Т. Стратиграфия и нефтеносность майкопской свиты на Западном Кавказе и в Предкавказье. Фонды Управления Краснодарнефть, 1940.
8. Шарданов А.Н. и Пустильников М.Р. Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности Ейско-Березанского района Скифской платформы. Фонды КФ ВНИИ, 1959.
Краснодарский совнархоз
|
Месторождения |
Подошва залежи (ниже уровня моря), м |
Содержание конденсата, см3/м3 |
Минерализация воды, мг/экв |
Уд. вес |
Групповой состав конденсата |
Нефтяная оторочка |
|||
|
конденсата |
газа |
метановые |
нафтеновые |
ароматические |
|||||
|
Березанcкое |
2646 |
50 |
720 |
0,806 |
0,650 |
27,0 |
23,8 |
37,5 |
Нет |
|
Челбасское |
2205 |
35-44 |
767 |
0,748 |
0,633 |
45,8 |
37,2 |
8,6 |
Нет |
|
Каневское |
1747 |
35-40 |
764 |
0,738 |
0,626 |
53,6 |
34,6 |
8,2 |
Есть, уд. вес 0,860 |
|
Ленинградское |
2181 |
55 |
2249 |
0,746 |
0,630 |
50,7 |
33,5 |
5,7 |
Нет |
|
Старо-Минское |
2165 |
150 |
1593 |
0,737 |
0.670 |
65,3 |
21,7 |
3,0 |
Вероятна |
|
Кущевское |
1390 |
35 |
1610 |
0,706 |
0,660 |
66,4 |
30,4 |
3,2 |
Нет |
|
Майкопское: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1 горизонт |
2358 |
35 |
213 |
0,795 |
0,638 |
42,7 |
22,9 |
23,9 |
Нет |
|
II » ... |
2417 |
|
558 |
|
|
|
|
|
Нет |
|
III » ... |
2585 |
50 |
1780 |
0,806 |
0,747 |
|
|
|
Нет |
Рис. 1. Ейско-Береванский нефтегазоносный район.
1 - газоконденсатные месторождения; 2 - газоконденсатные месторождения с нефтяной оторочкой; 3 - предполагаемые газонефтяные месторождения; 4 - предполагаемые пути миграции углеводородов; 5 - пробуренные непродуктивные скважины; 6 - сейсмоизогипсы сантонских известняков.
Рис. 2. Геологический профиль через разведочные скважины 3, 1, 2 и 14 Ленинградского месторождения.
I - стратиграфические границы; 11- условные стратиграфические границы; III- перерывы и несогласия; IV - сейсмический опорный горизонт; V - региональные электрокаротажные реперы; VI - газ; VII - вода. 1 - четвертичные отложения; 2 - куяльницкий ярус; 3 - киммерийский ярус; 4 - понтический ярус; 5 - меотический ярус; 6 -сарматский ярус и конкский горизонт; 7 - караганский горизонт; 8- верхний Майкоп; 9- средний и нижний Майкоп; 10 - верхний эоцен; 11 - средний и нижний эоцен; 12 - верхний палеоцен; 13 - нижний палеоцен; 14 - маастрихтский ярус; 16 - кампанский ярус; 16 - сантонский и коньякский ярусы; 17 - туронский ярус; 18 - сеноманский ярус; 19 - альбский.