При хорошей изученности многих нефтегазоносных бассейнов глубоким бурением и комплексом геофизических исследований роль структурного бурения как метода, обеспечивающего подготовку структур, значительно снизилась, а иногда его применение становится нерациональным.

Однако в некоторых районах в последнее время определилось новое направление нефтегазопоисковых работ. Его основой является возможность открытия на относительно небольших глубинах залежей нефти и газа, местоположение которых контролируется не современным, а палеоструктурным планом продуктивных горизонтов. Такие залежи формируются в обычных структурных, литологических и других ловушках, а затем в результате резкого вторичного ухудшения коллекторских свойств за контуром нефтегазоносности изолируются, запечатываются от гидродинамических систем. В случае последующего разрушения ловушек такие залежи сохраняются на прежнем месте и в современном структурном плане находятся на периклиналях, моноклиналях, даже в синклиналях и характеризуются наклонными ВНК и ГВК и часто АВПД. Основная задача этого направления - поиск палеоловушек, в которых формировались залежи до их запечатывания. Она решается путем палеотектонических реконструкций с использованием результатов сейсморазведки и бурения, выполнения высокоточных гравиметрических наблюдений, а также использования результатов прямых поисков залежей сейсморазведкой и электроразведкой и проведением литолого-петрографических исследований. Поиски запечатанных залежей нефти и газа в пределах расформированных структур уже начали проводить в СССР и за рубежом [1]. В настоящее время есть предпосылки для их обнаружения на относительно небольших глубинах в мезозойских и кайнозойских породах в таких районах, как Предкавказье, Апшеронский полуостров и Ферганская впадина. Еще в середине прошлого века в Ясамальской долине и многих других районах при канатном бурении скважин глубиной 30-150 м были выявлены залежи на моноклиналях. Они располагались, как правило, в областях инфильтрации пресных вод и удерживались на моноклиналях зонами вторичной цементации коллектора битумами и другими аутигенными минералами. Позже в более глубоких горизонтах (1500- 2500 м) были открыты залежи с наклонными контактами. Такие “висячие залежи” нефти обнаружены на Апшеронском полуострове на месторождениях Кала, Балаханы-Сабунчи-Раманы, Бузовны, Сураханы, Карачухур-Зых, Бибиэйбат, а также на островах Артема и Жилого, Банка Дарвина, Гюргяны-море, Нефтяные Камни и др. [3]. Малоподвижность и запечатанность этих залежей, как показали исследования В.С. Малик-Пашаева, З.А. Табасаранского, Ш.И. Алиева и Г.А. Бабаляна, подтверждалась тем, что в процессе их длительной разработки контур нефтегазоносности оставался неподвижным. Перемещению законтурных вод препятствовали зоны ВНК, пористость и проницаемость песчаников в которых были очень низкие из-за выпадения в порах и поровых каналах аутигенного кальцита и полутвердого битума.

В хадумских песчаниках Северо-Ставропольской газовой залежи установлен наклон контактов 70 м. В процессе длительной эксплуатации этого месторождения пластовые давления в залежи упали от 6,5 до 0,7 МПа, а подъем ГВК практически не зафиксирован. В подошве залежи находится слой повышенной плотности. Он изолирует залежь снизу и образовался в результате вторичной цементации песчаника.

В Предкавказье известны и другие случаи изолированности залежей нефти и газа от гидродинамических систем пластов. Сюда можно отнести скопления УВ в нижнепалеогеновых пластах на периклиналях Прасковейской, Мектебской, Ачикулакской и других структур Прикумской зоны, а также в залегающих моноклинально юрских известняках на Лабинской ллощади, в Восточно-Кубанской впадине и др.

Благоприятствует образованию запечатанных залежей нефти и газа в Предкавказье наличие на участках отложений, утративших свои емкостные свойства в результате катагенетических процессов в породах. Например, песчано-алевритовые породы кумского горизонта южного борта Западно-Кубанского прогиба, у которых иногда первичная пористость ухудшается вследствие вторичных изменений в коллекторах.

Приведенные данные указывают, что в районах Предкавказья и Апшеронского полуострова висячие запечатанные залежи УВ не единичны. Они обусловлены характером геологического развития этого региона. Этапы длительных и устойчивых прогибаний и связанная с ними генерация УВ сменялись здесь в неоген-четвертичное время инверсиями. Соответственно происходили падение температуры, давления, выделения газа в нефтяных залежах в свободную фазу и выпадение битумов на ВНК и ГВК. Одновременно этот процесс сопровождался аутигенной цементацией коллектора, которая в первую очередь происходила на ВНК. Значительная часть осадочных пород, где уже сформировались залежи нефти и газа, была промыта в период инверсии инфильтрационными пресными и слабосолоноватыми водами. Изменение химического состава вод обычно существенно влияет на изоляцию залежей нефти и газа от гидродинамической системы пласта.

Анализ нефтегазоносности зон распространения инфильтрационных вод в различных бассейнах Северной и Южной Америки, Европы, Азии и Африки позволяет сделать вывод, что в отложениях всех возрастов от палеозойских до палеоген-неогеновых на территориях развития пресных и слабосолоноватых вод выявлены сотни залежей нефти, газа, битумов и тяжелых нефтей. Они, как правило, залегают на весьма небольших глубинах - от первых десятков до 2000 м. Типичные примеры таких регионов - Амударьинская нефтегазоносная область, нефтегазоносные бассейны Западно-Канадский, Маракаибский, Оринокский, Скалистых гор, Западный внутренний (США) и др. [2]. Изоляция залежей в гидрогеологических условиях зоны гипергенеза происходит при вторичной цементации ВНК и ГНК битумом и аутигенными минералами, а также при разбухании глинистого цемента песчаников в случае замещения соленых пластовых вод пресными. Наиболее типично в этом отношении месторождение Тин Фуйе в Алжире [1]. УВ в залежах запечатанного типа на указанных выше территориях часто лишены воздействия пластовых вод, микробиологического разрушения и находятся в благоприятных условиях сохранности. Перспективен для поисков залежей нефти и газа запечатанного типа и Ферганский нефтегазоносный бассейн. Здесь на обширных площадях моноклинального залегания палеогеновых отложений специфические условия нефтегазообразования и особенности геологического развития данного региона предопределили пространственное расположение участков аккумуляции и сохранности промышленных залежей УВ. Это границы распространения слабосолоноватых инфильтрационных вод и созданных ими гидродинамических барьеров на пути миграции флюидов по восстанию продуктивных горизонтов. В настоящее время выявлены площади, где часть нефтегазовых и нефтяных залежей расположена в зонах контакта элизионных и инфильтрационных вод в условиях моноклинального залегания коллекторов (Чангырташ, Шарихан, Южный Аламышик, Палванташ, Чонгара-Гальча), по-видимому, в эту же группу следует включать и залежи УВ на участках Карагачи и Сельрохо (рис 1). Залежи приурочены к южному борту Ферганской впадины, к его западной (Карагачи), восточной (Чангырташ, Палванташ и др.) и центральной частям Это позволяет сделать вывод, что Ферганский нефтегазоносный бассейн весьма перспективен для поисков залежей запечатанного типа. Благоприятно для их формирования и сохранности в пределах моноклинального залегания продуктивных горизонтов палеогена экранирование залежей инфильтрационными гидродинамическими барьерами с последующим запечатыванием в результате комплексного воздействия процессов катагенеза и гипергенеза на пласты-коллекторы, в том числе влияния гидродинамики и гидрохимии пластовых вод. При этом часто ухудшение фильтрационных свойств коллекторов в исследованном районе происходит из-за внедрения в продуктивные отложения инфильтрационных вод. В частности, проникновение вод данного генезиса в продуктивный пласт IV палеогена в центральной части южного борта Ферганской впадины (район Актурпакской складки) привел к катионному замещению в глинистых минералах коллекторов, обусловившему набухание глинистых частиц и смещение литологического экрана на северо-восток [4].

Поиски запечатанных залежей УВ в зонах инфильтрационных гидродинамических барьеров на площадях моноклинального залегания палеогена Ферганской впадины - наиболее простой и рентабельный способ быстрого прироста запасов УВ в данном районе. Это обусловлено тем, что скопления УВ приурочены к малым глубинам (от 150 до 1500 м) и имеют относительно простое пространственное распространение по сравнению с залежами других типов.

При поисках месторождений нефти и газа в зонах инфильтрационных гидродинамических барьеров в палеогеновых отложениях Ферганской впадины следует обращать особое внимание на участки ухудшения фильтрационных свойств продуктивных пластов, преимущественно на площадях развития поверхностных вод. Эти плохо проницаемые или даже непроницаемые зоны бывших коллекторов в данном районе могут представлять интерес для поисков скоплений УВ, изолированных от гидродинамических систем пластов в условиях моноклинального залегания регионально продуктивных горизонтов. Перспективные территории на поиски подобных залежей показаны на рис. 2. Месторождения нефти и газа, изолированные от гидродинамической системы пласта, могут быть выявлены и на Апшеронском полуострове и в Ферганской впадине. Несомненно, месторождения запечатанного типа широко распространены на моноклиналях и периклиналях и являются, по-видимому, значительным дополнительным резервом прироста запасов нефти и газа в этих старых нефтегазодобывающих районах.

Все сказанное выше позволяет наиболее эффективно использовать структурное бурение в тех нефтегазоносных регионах, где могут быть распространены запечатанные залежи нефти и газа на незначительных глубинах

1. Виноградов Л.Д. Формирование залежей нефти и газа запечатанного типа и методы их поиска. М., ВИНИТИ, 1979
2. Морозов Л.И Нефтегазоносность зон распространения инфильтрационных вод. М., Наука, 1980.
3. Оруджева Д.С. “Висячие” залежи Апшеронского полуострова. М., Недра, 1964.
4. Саидходжаев Ш.Г. Диагенетические и катагенетические предпосылки формирования нефтегазоматеринских свит (палеоген Узбекистана), Ташкент, Фан, 1979.

1 - граница впадины; направление движения вод: 2 -древних инфильтрационных; 3 - элизионных; 4 - скопления УВ на контакте элизионных и инфильтрационных вод: I - Майли-Сай, II - Чангырташ, III - Южный Аламышик, IV-Шарихан, V - Палванташ, VI - Чонгара-Гальча, VII - Сельрохо, VIII - Карагачи; 5 - линия предполагаемого инфильтрационного гидродинамического барьера для УВ в палеогеновых отложениях

1 - граница (краевой шов) Русской платформы, 2 - северная граница альпийской складчатости Кавказа; 3 - зоны возможного древнего проникновения инфильтрационных вод, а также зоны расформированных ловушек с нефтяными н газовыми залежами запечатанного типа на моноклиналях; 4 -зоны возможного современного проникновения инфильтрационных вод с нефтяными залежами запечатанного типа на моноклиналях