Об основных результатах геологоразведочных работ на нефть и газ в Краснодарском крае и направлении их на 1961-1965 гг.
С. Т. Коротков
За последние 5 лет на Кубани открыты два газовых и одиннадцать газоконденсатных месторождений с общими запасами газа 350 млрд. м3 и конденсата 15 млн. т. Только за 2 года семилетки промышленные запасы газа в крае увеличились на 200 млрд. м3. Семилетний план по приросту запасов газа краснодарцы наметили выполнить за 3,5 года и обязались до конца семилетки дополнительно прирастить 115 млрд. м3 газа. Добыча газа в крае за 5 лет увеличилась в 14 раз и превзошла добычу нефти.
За тот же период на Кубани открыто пять месторождений и пять новых небольших залежей нефти. План по приросту запасов нефти не выполнен. Несмотря на это, общая эффективность разведочного бурения за счет газа возросла на 73% по сравнению с предшествующим пятилетием и превышает средние показатели эффективности разведки по стране (см. ниже).
Так как общие схемы (Следует отметить, что нередко авторы таких схем пытаются взамен вошедших в практику ввести новые наименования структурных элементов. Например, А.И. Летавин и его соавторы ведут исследования фундамента Предкавказья в отрыве от кубанских геологов и предлагают новые названия - Восточно-Азовское сводовое поднятие, Средне-Кубанская впадина, Ясенско-Ленинградский вал и т.д., которые только вносят путаницу. Геологам центральных институтов следовало бы с большим уважением относиться к работам, проводимым на местах.) геологического строения Азово-Кубанского бассейна уже публиковались, рассмотрим главным образом новые геологические данные, влияющие на выбор направлений поисков нефти и газа в 1961-1965 гг.
Основные успехи прошлого пятилетия были достигнуты в области разведки мезозойских отложений в платформенной части бассейна. Весь комплекс ранее разрабатываемых нефтяных, газонефтяных и газовых горизонтов, связанных с третичными отложениями, надо рассматривать как первый этаж нефтегазоносности. В настоящее время доказано очень большое промышленное значение второго (мезозойского) этажа нефтегазоносности. Выявленные в этом комплексе запасы углеводородов категорий А+В+С на 33,7% выше соответствующих начальных (с учетом суммарной добычи) запасов третичного комплекса. Причем в первых - нефти 64,4% и газа 35,6%, а во-вторых - нефти 0,5%, конденсата 3,7% и газа 95,8%.
Пока разведаны только верхние горизонты нижнего мела и частично юра; 73,3% всех выявленных запасов мезозойского этажа относятся к альбскому ярусу.
Альбские отложения широко развиты на Северном Кавказе, где они венчают сравнительно полный разрез нижнемеловых пород, и значительно распространены в Предкавказье в трансгрессивной серии, несогласно залегающей на складчатом основании эпигерцинской платформы.
Краснодарские геологи Г.М. Аладатов, Л.А. Шиманский, К.О. Ростовцев, В.Л. Егоян, Б.М. Никифоров и другие (Фауну определяли Л.Д. Кипарисова и К.О. Ростовцев.) доказали широкое распространение в составе фундамента пород среднего (?) и верхнего триаса и, возможно, нижней юры (скв. 22 Каневская). На Березанской площади это темные глинистые сланцы норийского яруса, на Бейсугской сходные породы карнийского яруса и того же возраста метаморфизованные аргиллиты с прослоями уплотненных песчаников на Каневской складке (скв. 46), которые раньше считались типичными для карбона.
Над упомянутыми породами в разрезе скважин на Старо-Минской, Ленинградской, Крыловской и других площадях промежуточный вулканогенно-осадочный комплекс отложений имеет преимущественно континентальный облик и условно относится к средней юре (байос?). Это светлые менее дислоцированные (25-30°) песчаники с прослоями глин, углей и туфогенно-эффузивных пород кислого и среднего состава.
На Кущевской, Моревской и некоторых других площадях описываемый комплекс залегает непосредственно на кристаллическом основании, причем слагающие его породы часто выветрелые, каолинизированные с удовлетворительными коллекторскими свойствами. Если эти породы подстилают песчаную пачку, залегающую в основании альба в Ейско-Березанскрм районе, они вместе с ней составляют единый резервуар, с которым связана газовая залежь, называемая обычно альбской.
Терригенный материал для образования коллекторских пород поступал с северо-запада и разносился более или менее равномерно, поскольку такие локальные поднятия как Каневское слабо выражались в рельефе, а такие как Ленинградское еще не существовали.
Потоки с южной суши экранировались поднятиями, расположенными на северном склоне Кавказа. Поэтому на сводах складок Абинская, Убинская, Мирная Балка, Ширвано-Безводненская в нижнемеловых отложениях мало песчано-алевритовой фракции. В более восточных районах, где Кордильера не мешала, пески, распространенные на юге, соединяются с северными песками и образуют единую водонапорную систему. По исследованиям КФ ВНИИНефть альбская водонапорная система прослеживается на 300 км с юго-юго-востока на северо-северо-запад и занимает площадь 60 000 км2. В указанном направлении снижаются напоры воды и увеличивается ее минерализация. Наиболее концентрированные воды с минерализацией до 2 г-экв и выше сохранились к северу от Каневско-Березанской антиклинальной зоны. Однако закономерная связь между зонами различной минерализации вод и размещением продуктивных залежей пока не установлена. Так, в зоне высококонцентрированных вод альбского горизонта вся Ейская группа складок оказалась непродуктивной, а соседние (к востоку) Крыловская, Старо-Минская, Ленинградская и другие складки, отделенные от первых поперечной Новоминско-Канеловской дислокацией, содержат газоконденсатные залежи. Еще более богатое Березанское месторождение подпирается наполовину разбавленными водами. Разрушающее действие опресненных вод на залежь отмечается лишь по повышенному содержанию углекислоты (до 4%).
Над продуктивным горизонтом в альбских отложениях почти повсюду в Ейско-Березанском районе прослеживается второй песчаный горизонт, но на всех месторождениях он водоносен. Так, на Ленинградском газоконденсатном месторождении общая мощность альбских и подстилающих «переходных» отложений изменяется от 230 до 350 м. В основании этой толщи залегает переслаивающаяся песчаная пачка мощностью от 86 м (скв. 12) до 186 м (скв. 15) с этажом газоносности 146 м при высоте складки 166 м. Продуктивный горизонт перекрывается пачкой глин (35-50 м), выше которой прослеживается 50-метровый водоносный горизонт, венчающийся пачкой глин (40-80 м). Таким образом, глинистая пачка мощностью 50 м является надежной покрышкой газовой залежи.
Местные альбские глины, по-видимому, не регенерируют углеводороды, иначе последние в первую очередь заполнили бы промежуточные песчаные пласты. Углеводороды не пришли и снизу из сложно дислоцированных и метаморфизованных пород докембрия, палеозоя и раннего мезозоя, поскольку в равных условиях залегания на них песчаной трансгрессивной пачки одна группа складок оказалась продуктивной, а другая, отделенная от первой поперечным поднятием, промышленных скоплений нефти и газа не содержит.
Можно полагать, что углеводороды поступают из прилегающих погруженных частей Азово-Кубанской впадины, где комплекс мезозойских отложений полнее. Продвигаясь вдоль поверхности фундамента, углеводороды попадали в ловушки, насыщали базальные песчаники трансгрессивной серии и трещиноватые породы фундамента в ядрах складок, образуя массивные залежи конденсатного газа.
К полосе предгорий приурочены почти все нефтяные месторождения края. Большинство залежей связано с третичными отложениями в складках и в зонах выклинивания коллекторских пачек. Классическим примером последних являются майкопские залежи нефти в Хадыженском районе, такого же типа залежи открыты восточнее в средне- и верхнемиоценовых отложениях. Более крупными оказались месторождения, связанные с Ново-Дмитриевской и Анастасиевско-Троицкой антиклинальными складками.
В миоценовых слоях в последнее время открыты малодебитные Абино-Украинское и Крымское месторождения и успешно оконтуривается наиболее старое на Кубани Крымско-Кудакинское месторождение. Хотя поиски новых заливообразных залежей нефти к северу от майкопских месторождений пока не увенчались успехом, однако в скв. 5, пробуренной до глубины 4009 м, встречены три новых выклинивающихся песчаных горизонта с признаками нефти. На Ново-Дмитриевской складке в скв. 500 на глубине 3600-4111 м (палеоцен) встречены три песчаных горизонта, оцениваемые по каротажу как продуктивные.
На Анастасиевско-Троицкой складке и на Тамани при глубинах соответственно 3867 и 3231 м скважины не вышли из глинистой майкопской толщи.
Первая мезозойская нефть была открыта в 1951 г. на Баракаевском месторождении в верхне- и среднеюрских отложениях. В 1961 г. в тех же отложениях обнаружена залежь нефти на Тульском месторождении (скв. 26).
С нижнемеловыми слоями связано крупнейшее на Кубани Майкопское газоконденсатное месторождение, где три продуктивных залежи приурочены к альбскому, аптскому и барремскому ярусам (На Майкопском месторождении, кроме ранее выявленных трех нижнемеловых газоконденсатных залежей, скв. 20 вскрыла в 1961 г. продуктивный пласт в юре (3214- 3228 м), ниже которого встречены темные известняки (триас?), а под ними выветрелые красные граниты (образец 3228-3335 м).). В тех же отложениях открыто несколько небольших залежей нефти и газа в Ширвано-Безводненском районе и на Мирной Балке.
Однако целый ряд других меловых складок - Убинская Южно-Абинская, Нижне-Баканская, Адагумская, Варениковская оказались непродуктивными. До глубины 2500-3000 м нижнемеловые отложения в них представлены глинами с малопроницаемыми алевролитами, хотя к югу от сводов складок пласты-коллекторы известны в обнажениях, а к северу встречены в скважинах.
Конседиментационные поднятия Северного Кавказа, вероятно, являлись экраном для песков южной (Черноморской?) суши.
Но причина непродуктивности западной группы складок не только в отсутствии коллекторов в нижнемеловой толще (нижняя часть ее вскрыта только в Убинской складке), но и в отсутствии самой нефти. При опробовании скважин были получены лишь слабые газопроявления и небольшие притоки газа. Первые четкие нефтепроявления были встречены восточнее, в скважинах Мирной Балки и Ширвано-Безводненской площади, а в обнажениях известны еще восточнее - в моноклинальной толще апта Абадзехско-Севастопольского района.
Из такого распределения углеводородов в нижнемеловом этаже нефтегазоносности в полосе предгорий можно сделать вывод, что последние двигались с севера на юг и насыщали ловушки. Там, где миграционные потоки не встречали на своем пути структурные ловушки, углеводороды доходили до выклинивающихся пластов или до их выходов на поверхность и разрушались (источники нефти по р. Белой и в балке Язык). Отсюда можно сделать и следующий вывод. Если в разведанных складках Абинской зоны нефти не оказалось, то, значит она была перехвачена по пути более северной антиклинальной зоной, которую надо искать и разведывать.
Однако нижнемеловые отложения на Южно-Абинской, Нижне-Баканской, Адагумской, Варениковской и других меловых складках оказались непродуктивными из-за отсутствия как коллекторов, так и самой нефти. Эти отложения до глубины 2500-3000 м здесь представлены глинами и малопроницаемыми алевролитами, нижняя часть их вскрыта только на Убинской структуре, где при опробовании были выявлены лишь слабые газопроявления и небольшие притоки газа. Первые нефтепроявления были встречены в скважинах, пробуренных на площадях Мирная Балка и Ширвано-Безводненская.
Рассмотрение северной и южной продуктивных полос еще раз подтверждает, что нефтяные и газовые залежи Краснодарского края связаны с Азово-Кубанской впадиной. Углеводороды поступали из ее наиболее погруженных частей и на своем пути заполняли ловушки.
Следовательно, поисково-разведочные работы должны продвигаться как бы навстречу направлению миграции и охватывать все более глубокие зоны Азово-Кубанской впадины.
В 1961-1965 гг. будет закончено пересечение Азово-Кубанской впадины профилем глубоких скважин. В настоящее время в бурении находится Брюховецкая скважина и строится Краснодарская скважина на глубину 4200 м. Продолжается разведка Ейско-Расшеватской нефтегазоносной области, расположенной на северном борту впадины. К востоку от Ейско-Березанской группы месторождений в Тихорецко-Кропоткинском районе выявлена группа Тихорецко-Калниболотских структурных осложнений и Кропоткинско-Темижбекская антиклинальная зона общей длиной 40 км, состоящая из четырех локальных складок. Намечается складка на западном продолжении Расшеватской антиклинальной зоны.
Усиливается разведка Анастасиевско-Краснодарской и Усть-Лабинско-Темиргоевской антиклинальных зон. Кроме того, для разведки перспективны Армавирский район на северном и Адыгейский выступ на южном бортах Восточно-Кубанского прогиба.
В предгорьях наряду с выявлением миоценовых залежей ведутся поиски новых более глубоких продуктивных горизонтов в палеогеновых и меловых отложениях. Учитывая предположение о миграции нефти со стороны Азово-Кубанской впадины и распределение нижнемеловых песков по отношению к сводам складок, новые горизонты следует искать в более северных районах.
Главными направлениями дальнейших геологоразведочных работ являются следующие.
1. Поиски и разведка нефтяных залежей в нижезалегающих палеогеновых и мезозойских отложениях на ныне разрабатываемых месторождениях -Анастасиевско-Троицком, Ново-Дмитриевско-Калужском, Ключевом и Майкопском, а также на расположенных по соседству перспективных поднятиях (Восточно-Хадыженское, Великое и др.).
2. Поиски залежей на Тамани, особенно в южной части на Благовещенской и Суворово-Черкесской площадях.
3. Поиски газовых залежей в Тихорецко-Кропоткинском районе и на площадях, прилегающих к газоконденсатным месторождениям Ейско-Березанского района.
4. Поиски нефтяных и газовых месторождений в Армавирском и Темиргоевском районах и на Адыгейском выступе.
Проводящиеся научно-исследовательские работы направлены на выявление закономерностей размещения залежей нефти и газа и условий их формирования. Кроме того, начато выяснение времени (начала и конца) миграции углеводородов одного из основных вопросов проблемы формирования залежей. Первоочередной задачей также является выработка методики изучения современной миграции углеводородов.
Краснодарский совнархоз