Наряду с разведкой основного нефтегазопоискового объекта Восточно-Кубанской впадины - юрского подсолевого комплекса пород, анализ геолого-геофизических материалов показывает, что здесь имеются благоприятные предпосылки для поисков месторождений нефти и газа в более молодых комплексах. Один из них представлен палеоценовыми отложениями, нефтегазоносность которых установлена на площадях Армавиро-Невинномысского вала (Убеженское, Николаевское месторождения).

Рассмотрение в свете новых данных палеогеологических условий осадконакопления и литолого-фациальной характеристики образований палеоцена свидетельствуют, что в пределах рассматриваемого региона широко распространены песчано-глинистые породы, отлагавшиеся в прибрежно-морской обстановке, дельтах и авандельтах. Участки распространения этих пород являются благоприятными для поисков сложнопостроенных ловушек стратиграфического и литологического типов.

Однако поиски таких ловушек бурением являются весьма сложными, дорогостоящими и малоэффективными. Неэффективными были и ранее проводившиеся сейсмические исследования методом отраженных волн, при которых прослеживались и изучались по площади только опорные сейсмические горизонты. Широкое внедрение в последние годы сейсмических исследований методом общей глубинной точки (МОГТ), переход на цифровую регистрацию, значительное развитие способов и систем цифровой обработки существенно повысили информативность сейсмических материалов. Появилась возможность осуществлять более детальную геологическую интерпретацию сейсмических данных, изучать не только опорные горизонты, но и все волновое поле, прогнозируя в ряде случаев вещественный состав и физическое состояние пород. Все это позволило использовать сейсморазведку на качественно новом уровне для выявления и изучения неантиклинальных ловушек различных типов.

С целью поисков таких ловушек была проведена целенаправленная геолого-геофизическая интерпретация материалов МОГТ, выполненных по системе 12-кратных перекрытий в центральной части Восточно-Кубанской впадины. В интервале эоцен-палеоценовых отложений интерпретации подвергались как протяженные отражающие сейсмические горизонты, так и все особенности сейсмической записи в промежутках между ними, изучались и анализировались изменения динамики и кинематики отражений. На временных разрезах в структуре волнового поля этого комплекса пород на Чамлыкском участке четко выделяется два этажа. Верхний - породы эоцена и верхнего палеоцена - характеризуется наличием параллельных осей синфазности, нижний этаж - отложения нижнего палеоцена - имеет несогласные по отношению к выше- и нижележащим отражениям оси синфазности.

Такой характер сейсмической записи прослеживается на временных разрезах многих сейсмических профилей и в плане имеет вид протяжной субширотной зоны ( рис. 1 ). Эти особенности волнового поля нижнепалеоценового комплекса характеризуют косую слоистость пород, генетически связанную с авандельтовым осадконакоплением.

Рассмотрение особенностей сейсмической записи в интервале регистрации наклонных осей синфазности показывает, что она меняется как по кинематическим, так и по динамическим параметрам. В зоне косой слоистости выделяется и прослеживается четыре динамически выраженных отражения: I, II, III и IV горизонты ( рис. 2 ), связанные, как показывает анализ данных бурения на Чамлыкской площади, с переслаиванием песчаников, алевролитов и глин. Наиболее интенсивным является II горизонт. Об увеличении общей мощности песчано-алевролитовых пород в зоне косой слоистости по сравнению с прилегающими участками свидетельствуют данные скоростного анализа. Выполненный по материалам МОГТ скоростной анализ для нижней части палеоценовой толщи показывает региональное увеличение интервальной скорости в направлении развития зоны косой слоистости от 3000 до 3600 м/с. Используя приближенные регрессии процента содержания песчаников в толще на интервальную скорость, можно прогнозировать увеличение мощности песчано-алевролитовых пород в зоне косой слоистости на 70-150 м. Общая же мощность толщи пород с косой слоистостью составляет 400-500 м.

С целью выявления ловушек в зоне косой слоистости были выполнены структурные построения по сейсмическим горизонтам, приуроченным к четырем пачкам пород, и определены границы и характер их выклинивания и стратиграфического срезания, а также условия экранирования их ранее выделенным здесь Вознесенским тектоническим нарушением. Это позволило установить на Чамлыкском участке Восточно-Кубанской впадины Западно-Чамлыкскую и Северо-Чамлыкскую сложные структурно-литологические тектонически экранированные ловушки с размерами соответственно 5x2 и 5x3,5 км (см. рис. 1 ). Имеются предпосылки выявления литолого-стратиграфических ловушек и на других участках. Дальнейшее изучение этой толщи пород необходимо продолжить сейсмическими исследованиями и бурением. В первую очередь рекомендуется провести бурение с целью уточнения литолого-фациальных особенностей и выявления нефтегазоносности палеоценовых отложений на Западно-Чамлыкской ловушке. Одновременно необходимо проведение площадных сейсмических исследований по изучению границ распространения зоны пород с косой слоистостью, выявлению и подготовки в пределах ее новых литолого-стратиграфических ловушек. Для повышения эффективности поисков таких ловушек, кроме повышения качества наземных сейсмических исследований, следует комплексировать их со скважинными наблюдениями и, прежде всего, с вертикальным сейсмическим профилированием, акустическим и плотностным гамма-каротажем.

Рис. 1. Схема распространения зоны косой слоистости пород палеоцена в Восточно-Кубанской впадине (А) и структурные карты по несогласным сейсмическим горизонтам (Б)

1 - границы основных структурных элементов в современной структуре мелового комплекса; 2- Вознесенское тектоническое разрывное нарушение; 3 - зона развития косой слоистости пород в палеоценовых отложениях; 4 - выявленные структурно-литологические тектонически-экранированные ловушки: а - Западно-Чамлыкская, б - Северо-Чамлыкская; 5 - изогипсы по несогласным сейсмическим горизонтам, зоны схождения несогласных сейсмических горизонтов; 6 - с горизонтом по крышкой (P₁), 7 - с подошвенным горизонтом (К₂); 8 - локальные структуры в мезозойском комплексе: в - Новоалексеевская, г - Чамлыкская, д - Армавирская, е - Кошехабльcкая, ж - Майкопская, з - Лабинская; 9 - Убеженское нефтяное месторождение (палеоген); 10 - сейсмические профи ли; 11 - рекомендуемая поисковая скважина

Рис. 2. Сейсмические временные разрезы по профилям 107505 (А) и 107507 (Б)