|
УДК 553.98.041:551.782(470.62) |
Перспективы нефтегазоносности миоценовых отложений Керченско-Таманского прогиба
В. М. ПЕРЕРВА (Краснодарская ГПК)
Керченско-Таманский прогиб - один из старейших нефтегазоносных регионов юга СССР. Наибольшая детальность изучения перспектив его нефтегазоносности приходится на послевоенный период, характеризующийся широким развитием структурно-картировочного бурения (до 500-600 м), сейсморазведочных работ, связанных с изучением глубинного строения региона (подмайкопского комплекса). На этом этапе (60-е годы) выявлены газовые и нефтяные месторождения Стрельчанское, Благовещенское, Белый Хутор, связанные с миоцен-плиоценовыми отложениями. После их открытия в течение почти 20 лет не было выявлено ни одного промышленного скопления УВ. Благодаря этому укоренилось мнение о низких перспективах нефтегазоносности миоценовых отложений, как содержащих залежи, в основном не представляющие промышленного интереса. Поэтому в настоящее время нефтепоискoвые работы в рассматриваемом регионе ориентируются преимущественно на глубокозалегающие горизонты подмайкопского комплекса (в основном верхнемелового).
Однако исследования по изучению процессов вертикальной миграции УВ в Крымско-Большекавказском секторе альпийского геосинклинального пояса и условий консервации их скоплений [2, 3] позволили с принципиально иных позиций оценить перспективы нефтегазоносности Тамани. Достоверность прогноза подтвердилась открытием в 1982 г. Северо-Нефтяного месторождения, расположенного в Карабетовской антиклинальной зоне Восточной Тамани (рис. 1).
Оценка перспектив нефтегазоносности миоценовых отложений Тамани базируется на представлении о формировании одновозрастных газонефтяных залежей благодаря вертикальной миграции УВ по разломам из глубокопогруженных горизонтов юрской и палеогеновой систем. Учитывая, что высокая активность процессов вертикальной миграции УВ отмечается на неотектоническом этапе, основным условием наличия промышленных скоплений УВ является консервация залежей нефти и газа.
Характерной особенностью строения Керченско-Таманского прогиба, как и всего Крымско-Большекавказского сектора альпийского геосинклинального пояса, является блоковое строение домезозойского комплекса отложений, обусловленное развитием продольных и поперечных глубинных разломов [1, 3]. Серия продольных глубинных разломов определяет субширотное простирание антиклинальных диапировых зон Тамани. Высокая активность тектонических движений по продольным глубинным разломам на неотектоническом этапе контролировала развитие диапировых зон. При движении пластового флюида, по глубинным разломам возникала инверсия плотности, майкопских отложений, что явилось одним из основных факторов развития процессов диапиризма. В составе миграционного потока наряду с УВ присутствуют флюиды, указывающие на глубинный характер разрывных структур. Так, в обнажениях надрудных слоев антиклинали горы Борисоглебской по трещинам обнаружены налеты киновари.
Интенсивность процессов вертикальной миграции УВ, условия консервации их скоплений, а также стратиграфическая принадлежность источника УВ обусловливают довольно значительное отличие пластовых давлений, степени газонасыщения и свойств нефтей в антиклиналях различных районов Тамани. Например, чокракская нефть месторождений Белого Хутора и Стрельчанского характеризуется высокими плотностью и вязкостью, отсутствием газовых шапок в нефтяных залежах, а Северо-Нефтяного - более низкой плотностью, меньшей вязкостью, повышенным содержанием низкокипящих фракций, наличием газовых шапок в залежах, довольно высокой концентрацией растворенного газа. Коэффициент аномалийности пластовых давлений в караганских отложениях Северо-Нефтяного месторождения составляет 1,65-1,75; на антиклинали Капустина Балка (см. рис. 1) не превышает 1,08, так как ее нефти имеют низкий процент растворенного газа. Не сравнима с известными скоплениями УВ верхнесарматская газоконденсатная залежь антиклинали Голубицкой, выявленная в 1983 г. Ни на одной из изученных антиклиналей Тамани, кроме упомянутой Голубицкой, в верхнесарматских отложениях газоконденсатных залежей не обнаружено. Таким образом, в основе особенностей рассмотренных скоплений УВ лежат процесс формирования их за счет вертикальной миграции флюидов по разрывным зонам из различных литолого-стратиграфических комплексов (юры и палеогена), а также неодинаковые условия сохранности газонефтяных залежей.
Глубинные разломы, наиболее четко проявляющиеся в палеозойском метаморфическом комплексе отложений, в кайнозойском осадочном выражены менее ярко благодаря снижению их амплитуды вверх по разрезу. В неогеновых отложениях их амплитуда не превышает первых десятков метров.
Формирование АВПД в верхних частях разреза кайнозоя происходит преимущественно за счет газовой составляющей миграционного потока. На ряде антиклиналей коэффициент аномалийности пластовых давлений достигает 2-2,1, превышая плотность пород, что приводит к прорыву пластового флюида через перекрывающую толщу пород и излиянию его на поверхности в виде газонефтяных источников (антиклинали Северо-Нефтяная, Пересыпская и др., рис. 2). В значительной мере этому способствует влияние глубинного разлома, снижающего качество флюидоупора перекрывающих толщ.
В настоящее время на Тамани известно более 40 антиклиналей. Однако условия для сохранения залежей нефти и газа установлены лишь в некоторых (см. рис. 1), где и планируется постановка нефтепоисковых работ. Нефтегазоносность прогнозируемых структур в юго-восточной части Тамани значительно повышается вследствие появления в их пределах коллекторов в понтических и меотических отложениях, отсутствующих в антиклиналях северных и западных районов Тамани.
Промышленная значимость перспективных антиклиналей (см. рис. 1) может быть показана на примере Северо-Нефтяного месторождения. Наиболее важные критерии следующие: небольшая глубина залегания продуктивных горизонтов (800-1200 м), удовлетворительные дебиты скважин (10-20 м3/сут), фонтанирование, качественные показатели нефтей (высокое содержание низкокипящих фракций, низкая вязкость и др.). Важно подчеркнуть, что коллекторы всех горизонтов миоцена Северо-Нефтяной антиклинали насыщены УВ, этаж нефтегазоносности превышает 300 м. Практически предельное заполнение всех ловушек нефтью и газом свидетельствует о высокой интенсивности миграционного потока, значительной доли в нем жидких и газообразных УВ. Все это определяет вполне удовлетворительную экономическую и геологическую эффективность нефтепоисковых работ в рассматриваемом регионе.
Методически постановка нефтепоисковых работ по указанному направлению заключается в проведении структурного бурения с последующим переходом непосредственно к разведочному этапу. На первой стадии одновременно с подготовкой структуры решается поисковая задача. Это обусловлено необходимостью вскрытия горизонтов- коллекторов на поисковых объектах, характеризующихся сложным литолого-фациальным составом в условиях диапирового и криптодиапирового строения антиклиналей (замещение коллекторов продуктивных горизонтов глинистыми палеосопочными образованиями, глинами диапирового ядра). Исходя из того, что наличие промышленных скоплений нефти и газа в зонах вертикальной миграции возможно лишь при условии постоянного подтока УВ, первоочередным объектом поисков газонефтяных залежей в меловых и палеогеновых отложениях являются участки, к которым приурочены и залежи в неогеновых комплексах. В этой связи весьма перспективна постановка глубокого поискового бурения на Северо-Нефтяном месторождении. Здесь возможно выявление газонефтяных залежей в ловушках антиклинального типа в палеогеновых и меловых отложениях. Этот критерий следует учитывать при нефтепоисковых работах в пределах Керченско-Таманского прогиба.
Результаты проведенного нами анализа и выявление Северо-Нефтяного месторождения свидетельствуют о реальной возможности увеличения прироста запасов нефти и газа за счет неглубокозалегающих газонефтяных горизонтов Тамани и тем самым поддержания на современном уровне добычи нефти по объединению Краснодарнефтегаз.
Выводы
1. Формирование миоценовых газонефтяных залежей Керченско-Таманского прогиба обусловлено процессами вертикальной миграции УВ по глубинным разломам из глубокопогруженных (подмайкопских) комплексов отложений.
2. Различия интенсивности миграционного потока, стратиграфической принадлежности источников УВ и условий сохранности их скоплений определяют и различия в пластовых давлениях, качественных показателях нефтей и степени газонасыщения в пределах миоценовых залежей УВ некоторых антиклиналей Тамани.
3. Условия сохранности скоплений УВ - основополагающий критерий в оценке перспектив нефтегазоносности миоценовых отложений Тамани.
4. Положительная оценка перспектив нефтегазоносности миоценовых отложений большого числа антиклиналей Керченско-Таманского прогиба, подтверждаемая выявлением Северо-Нефтяного месторождения, позволяет рассматривать этот регион как перспективный для обеспечения плана прироста запасов и поддержания на современном уровне добычи по объединению Краснодарнефтегаз.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Геология и нефтегазоносности шельфов Черного и Азовского морей/В.В. Бобылев, В.Е. Железняк, Ю.В. Шиманов и др. М., Недра, 1979.
2. Перерва В.М. Оценка процессов вертикальной миграции углеводородов северо-западной части Большекавказского сектора альпийского геосинклинального пояса.- Геология нефти и газа, 1984, № 1, с. 57-60.
3. Перерва В.М. Разрывная тектоника и перспективы нефтегазоносности краевой зоны Северо-Западного Кавказа. Автореф. дис. на соиск. ученой степени канд. геол.-минер, наук. М., 1984, (ИГиРГИ).
Рис. 1. Схема перспектив нефтегазоносности миоценовых отложений Тамани.
Антиклинали: а - с установленной промышленной нефтегазоносностью (1 - Северо-Нефтяная, 2 - Капустина Балка, 3 - Стрельчанская, 4 - Белый Хутор, 5 - гора Гирляная, 6 - Восточно-Бугазская, 7 - Западно-Благовещенская, 8 - Благовещенская, 9 - Восточно-Благовещенская), б - перспективные (10 - гора Горелая, 11 - Высота 37, 12 - Кучугуры, 13 - Тиздар, 14 - Цымбалы, 15 - Пересыпская, 16 - Голубицкая, 17- Фанагорийсюая, 18- гора Яновского, 19 - Борисоглебская, 20 - урочище Гирки, 21 - Дубовый Рынок, 22 - Прикубанская, 23 - гора Круглая, 24 - Камышеватая, 25 - Старокубанская, 26 - Северо-Благовещенская, 27 - Кизилташская, 28 - Южно-Кизилташская), в - бесперспективные, г - прогнозируемые
Рис. 2. Геологический разрез через Северо-Нефтяное месторождение.
Залежи: а - газонефтяные выявленные, б - предполагаемые; в - газонефтяной источник; г - направление вертикальной миграции УВ