Добыча нефти в Ставропольском крае в последние годы снижается в связи с выработкой основных залежей, приуроченных к песчаным коллекторам нижнего мела в Прикумском нефтегазоносном районе. Открытые здесь залежи по размерам небольшие и не смогут компенсировать падение добычи. Возрастающий или, по крайней мере, стабильный уровень нефтедобычи в крае должен обеспечиваться своевременной подготовкой еще недостаточно разведанных перспективных районов.

Юго-восток края, примыкающий непосредственно к Терско-Каспийскому прогибу, известному своей нефтегазоносностью, длительное время находится в разведке, но из-за трудных геолого-технических условий проводки скважин, больших глубин залегания перспективных объектов и ограниченных объемов бурения эффективность ее остается невысокой. Наиболее четко структурно выраженная Советско-Моздокская зона расположена на северном борту Терско-Каспийского передового прогиба. Она осложнена субширотными антиклинальными линиями, которые на юго-востоке переходят в Притеречную зону Чечено-Ингушетии ( рис. 1 ). Южным ограничением этих зон служит краевой разлом, протягивающийся от ст. Нагутская на западе до побережья Каспийского моря на востоке и разделяющий Терско-Каспийский прогиб на южную складчатую и северную платформенную части [2].

Выделение Советско-Моздокской зоны обосновывается общими литолого-тектоническими чертами и характером нефтегазоносности, значительно отличающимися от Терско-Сунженской зоны и Прикумско-Тюленевского вала. Протяженность ее в пределах Ставропольского края составляет 100- 120 км при ширине 20-25 км. Структурная выраженность антиклинальной линии по отложениям верхнего мела уменьшается с юго-востока на северо-запад от 200-300 до 50-60 м. Локальные поднятия имеют амплитуды 20-50 м. В этой зоне сейсморазведкой установлено четыре структурных осложнения, на которые пробурено 23 поисковые и разведочные скважины.

По данным глубокого бурения и сейсморазведки зафиксировано сокращение мощностей мезозойского комплекса в юго-восточном направлении в сторону современного регионального погружения пород по верхним горизонтам ( рис. 2 ). Мощность отложений верхнего мела сокращается от 450 м на Советской площади до 350 и 300 м на Уваровской и Моздокской площадях. Мощность пород нижнего мела уменьшается в этом же направлении. Рост мощностей в сторону регионального подъема пород увеличивает амплитуду локальных поднятий с глубиной за счет усиления их западных перегибов и выражается в смещении сводов в восточном направлении.

К востоку и северу мощность юрского комплекса резко сокращается, а отдельные стратиграфические горизонты выклиниваются. В связи с этим в юрских отложениях в указанных направлениях возможны значительное увеличение амплитуд локальных поднятий, смещение сводов и наличие обширных зон литолого-стратиграфического экранирования. На основании установленной закономерности изменения мощностей по подошве верхней юры ожидается инверсионная смена регионального наклона Советско-Моздокской зоны с юго-восточного на северо-западный.

Наиболее изученным является верхний этаж, включающий отложения нижнего палеогена, верхнего мела и альба. Его промышленная ценность невелика, но анализ особенностей формирования и размещения в нем залежей позволит более уверенно прогнозировать перспективы глубокозалегающих нефтегазоносных комплексов с трещинно-кавернозными коллекторами.

Притоки нефти от 5-6 до 36 м³/сут получены из верхнемеловых известняков и песчаников альбского яруса на Советском и Курском поднятиях. Из хадумского горизонта палеогена, представленного трещиноватыми аргиллитами, получены притоки нефти от 1-2 на Советской площади до 96 м³/сут на Моздокской площади. Таким образом, можно говорить о Советско-Моздокской зоне нефтенакопления, связанной в основном с трещиноватыми известняками верхнего мела и аргиллитами палеогена. Интенсивность трещиноватости контролируется литолого-тектоническими и палеотектоническими факторами.

Наиболее проницаемыми в этом нефтегазоносном комплексе являются маастрихтские отложения, представленные белыми мелоподобными трещиноватыми известняками с прослоями более плотных светло-серых пелитоморфных известняков. Промышленная нефтеносность связана со вторичными пустотами и трещинами мелоподобных известняков. По лабораторным данным, при общей пористости 25-28 % вторичная пористость составляет 2-4 %. Лабораторным исследованиям подвергаются наиболее плотные разности пород, поднятые из скважины, трещиноватые же породы разрушаются при бурении. По данным геофизики и промысловым исследованиям коллекторские свойства известняков оцениваются значительно выше.

Первоначальная обводненность скважин составляет 50 % и более (см. таблицу ), что говорит о совместном водонефтяном насыщении этого сложного порово-трещинного коллектора. Нефтяные пропластки начинают работать лишь после проведения солянокислотных обработок, что подчеркивает их связь с крупными трещинами и пустотами, которые кольматируются при бурении глинистым раствором. В наиболее продуктивной скв. 8 Советской площади при общей мощности мелоподобных известняков 100 м из их подошвы получен приток жидкости 135 м³/сут с нефтью до 24 %, а из кровли - 72 м³/сут с нефтью до 50 %.

Сложным является их характер размещения залежей в пределах структуры. В скважинах, пробуренных на своде Советского поднятия, из маастрихтского яруса получены притоки пластовой воды без признаков нефти. В 5 км восточнее свода из скв. 9 получен приток воды с 1-2 % нефти, а из скв. 5 и 8, расположенных в 8 км от свода на его восточной периклинали, на 22-26 м ниже свода, - промышленные притоки нефти. Еще восточнее на 3 км и на 82 м ниже свода из скв. 11 также получен промышленный приток нефти. Палеоструктурными построениями в районе скв. 11 установлен палеосвод, который существовал вплоть до плиоценового времени ( рис. 3 ). Лишь в предакчагыльскую фазу альпийского тектогенеза структура приобрела современный облик, свод ее сместился к западу на 10 км.

На Курской площади в сводовых скважинах из отложений верхнего мела получены притоки воды с пленками нефти. В скв. 8 и 7, пробуренных на 45 и 82 м ниже свода, содержание нефти в воде увеличилось соответственно до 3 и 8 %. В скв. 1 Уваровской площади, заложенной на еще более далеком погружении периклинали Курского поднятия, отмечалось интенсивное нефтепроявление из известняков верхнего мела, которое продолжалось вплоть до перекрытия их технической колонной. С помощью палеострук-турных построений выявлен палеосвод по отложениям верхнего мела и альба между скв. 7 Курской и скв. 1 Уваровской площадей. Есть основания ожидать здесь наличие “висячей”, аналогичной известной на Советской площади залежи нефти.

Верхнемеловые залежи Ачикулакской, Лесной и Прасковейской платформенных структур, расположенных в 100 км севернее Советско-Моздокской зоны, также приурочены к восточным периклиналям поднятий и структурных выступов, которые до плиоцена были наиболее приподнятыми и лишь в предакчагыльское время погрузились на значительную глубину.

Продуктивная толща маастрихтского яруса литологически хорошо коррелируется по всем площадям Советско-Моздокской и Прасковейско-Ачикулакской зон, поэтому можно считать, что увеличение проницаемости известняков на периклиналях структур связано не с литологическими изменениями, а с увеличением их трещиноватости. Повышение трещиноватости известняков в районе палеосводов генетически обусловлено процессами палеоэрозии и тектоническими деформациями при неоднократных структурных перестройках. Формирование трещиноватости и скоплений УВ в отложениях верхнего мела Прасковейско-Ачикулакской, Советско-Моздокской и Терско-Сунженской зон происходило в одно и тоже время, в одинаковых литолого-стратиграфических условиях, различными были только характер и степень тектонической активности.

Альпийская складчатость наиболее контрастно проявилась в Терско-Сунженской зоне и затухала к северу и западу от нее. Изломы осей тектонических линий Терско-Сунженской и Советско-Моздокской зон указывают на подвижки, происходившие не только по разломам кавказского направления, но и по более древним субмеридиональным разломам. Зоны пересечения разновозрастных разломов явились самыми активными участками формирования тектонической трещиноватости. Наиболее проводимыми являются трещины позднего, альпийского генезиса, что и обусловило формирование залежей нефти в основном в структурах кавказского простирания.

Миграция нефти и газа происходила по региональным разломам, а локализация залежей контролировалась зонами повышенной трещиноватостя в пределах тектонических линий и других структурных осложнений. В Терско-Сунженской зоне за счет дислоцированности коллекторы верхнего мела приобрели высокие фильтрационные свойства и УВ быстро дифференцировались, образовав безводные залежи в сводах структур высотой до 1000 м. Субплатформенные структуры к северу от Терского хребта (Северо-Малгобекская) имеют высоту 250-300 м, прерывистую трещиноватость, приуроченную к крутым крыльям и периклиналям, поэтому пологие своды их слабоводонасыщены, а на крыльях получены промышленные притоки нефти. В платформенных условиях Советско-Моздокской зоны степень тектонической трещиноватости ниже, соотношение капиллярных и гравитационных сил при фильтрации газа, нефти и воды находится на грачи равновесия, что затрудняет перемещение УВ к современным сводовым частям структур и создает условия для образования “висячих” залежей, в которых нефть и вода в пустотном пространстве карбонатных коллекторов присутствуют в фазово-подвижном состоянии [1].

Неравномерное развитие коллекторов, их невысокие фильтрационные свойства, небольшие по размерам и смещенные залежи - все это затрудняло поисково-разведочные работы, что и явилось основной причиной их низкой эффективности. Тем не менее в настоящее время накоплен достаточный геологический материал, позволяющий установить закономерности формирования и размещения залежей нефти и более эффективно проводить геологоразведочные работы

Разведку следует вести с учетом установленной прямой связи залежей нефти с палеоподнятиями. По мере получения геологической информации необходимо выполнять палеопостроения с целью корректировки местоположения последующих скважин. Предварительная оценка палеотектонической обстановки по новым площадям может производиться по материалам сейсморазведки и картам мощностей.

В пределах Советско-Моздокской зоны целесообразно по этой методике провести доразведку трех наиболее четко выраженных поднятий - Советского, Курского и Моздокского, а в случае получения положительных результатов продолжить разведку Сизовского, Курганного, Горнозаводского, Галюгаевского и Стодеревского поднятий. Поиски хадумских и альбских залежей должны осуществляться совместно с разведкой верхнемелового комплекса. Промышленная разведка верхнего этажа нефтеносности даст возможность ввести Советско-Моздокскую зону в разработку с учетом постепенной разведки и последующего освоения более глубоких горизонтов валанжинского яруса и юры.

Верхний этаж нефтегазонакопления нами рассматривается как результат вертикальной миграции УВ из более глубоких нефтегазоносных горизонтов, перспективность которых оценивается намного выше в связи с усилением структурной выраженности и тектонической раздробленности, а также с наличием более мощных гидродинамических экранов (покрышек), представленных глинисто-алевролитовой толщей готерива и эвапоритовой толщей верхней юры. Кроме того, стратиграфическое срезание и литологическое выклинивание валанжинских и юрских отложений на фоне регионального подъема вдоль северной границы зоны, установленные сейсморазведкой и бурением, создают благоприятные геологические и гидрогеологические условия для формирования крупной зоны нефтегазонакопления. Коллекторами могут быть известняки валанжинского яруса, установленные в скв. 2 Сухопадинской (приток воды 170 м³/сут), в скв. 4, 10 Советской и 1 Уваровской, а также подсолевые известняки кимериджа - Оксфорда и, возможно, пермо-триаса, еще не вскрытые ни одной скважиной. Невысокая степень тектонической раздробленности Советско-Моздокской зоны способствовала сохранению залежей нефти и газа в глубоких горизонтах и ограниченному поступлению УВ в верхний этаж нефтегазоносности.

Высокие перспективы промышленной нефтегазоносности нижнего этажа подтверждаются новыми данными, полученными при бурении скв. 1 Уваровской, где при испытании в открытом стволе в интервале 5000-5050 м получен приток безводной нефти плотностью 0,835 г/см³ с большим количеством газа. Дебит нефти составил 5,2 м³/ч, дебит газа не замерялся. По промыслово-геофизическим и керновым материалам, проницаемый пласт представлен известняками мощностью 25-30 м, стратиграфически приуроченными к валанжин-берриасским отложениям нижнего мела.

Разведку нижнего этажа следует вести с помощью глубоких скважин на Советской, Курской, Моздокской, Уваровской и Стодеревской площадях с одновременным проведением сейсморазведочных исследований методами, позволяющими картировать подсолевые отложения и зоны разрывных нарушений.

Реализация перспектив нефтегазоносности Советско-Моздокской зоны зависит также от решения вопросов качественного вскрытия продуктивных пластов и их освоения, так как бурение производится на утяжеленных глинистых растворах (плотностью 1,5- 1,9 г/см³), значительно ухудшающих естественную проницаемость трещинно-кавернозных коллекторов. Несмотря на большую глубину скважин (5000-6000 м) и технические трудности бурения, затраты могут окупиться открытием нового нефтегазоносного района в Ставропольском крае.

1. Карбонатные коллекторы нефти верхнего мела Восточного Ставрополья и особенности их насыщенности / И.А. Бурлаков, Е.М. Борисенко, Б.А. Полосин, Б.Н. Пыленков. - Труды СевКавНИПИнефть. Нальчик, вып. XXV, 1976, с. 130- 135.
2. Станулис В.А., Коновалов В.И., Аветисьянц С.А. Притеречная зона - перспективное направление поисково-разведочных работ на нефть и газ в Чечено-Ингушской АССР. - Геология нефти и газа, 1978, № 7 , с. 1-5.

Таблица

Основные данные о нефтеносности Советско-Моздокской зоны

Рис. 1. Обзорная тектоническая схема Восточного Предкавказья.

а - выходы верхнемеловых отложений на дневную поверхность; б - изогипсы кровли верхнемеловых отложений; в - месторождения нефти; г - границы тектонических элементов; д - основные разломы. Тектонические элементы: I - Терско-Каспийский прогиб, II - Степновско-Кизлярская ступень, III - Прикумско-Тюленевский вал, IV - Чернолесская впадина, V - Минераловодский выступ. Антиклинальные зоны: А - Советско-Моздокская, Б - Притеречная, В - Терско-Сунженская. Локальные поднятия: 1 - Ачикулакское, 2 - Галюгаевское, 3 - Карабулакское, 4 - Курганное, 5 - Курское, 6 - Лесное, 7 - Малгобекское, 8 - Моздокское, 9 - Отказненское, 10 - Правобережное, 11 - Прасковейское, 12 - Советское, 13 - Сизовское, 14 - Соломенское, 15 - Червленное

Рис. 2. Геологический профиль по линии Советская - Восточно-Уваровская площади.

а - глинистая толща Майкопа; б - соленосная толща верхней юры; в - палеозойский фундамент; г - установленные залежи нефти; д - возможные зоны аккумуляции УВ; е - прямые признаки нефтеносности

Рис. 3. Структурные и палеоструктурные карты локальных поднятий Советско-Моздокской зоны.

Площади: I - Советская; II - Курская; III - Моздокская. а - изогипсы кровли маастрихтского яруса, м; б - палеоизогипсы кровли маастрихтского яруса на начало позднего сармата, м; в - предполагаемые границы маастрихтских нефтяных залежей; г, д, е - скважины, в которых из верхней части Маастрихта получены притоки: воды, воды с признаками нефти, нефти с водой, ж - скважины в бурении, з - скважины, в которых маастрихтские отложения не опробованы