Литолого-петрофизические критерии выделения перспективных объектов в нетрадиционных коллекторах палеогеновых отложений Центрального и Восточного Предкавказья тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 00.00.00, кандидат наук Варов Юрий Евгеньевич

• Варов Юрий Евгеньевич
• кандидат наук
• 2022

Оглавление диссертации кандидат наук Варов Юрий Евгеньевич

ОГЛАВЛЕНИЕ

СПИСОК РИСУНКОВ

СПИСОК ТАБЛИЦ

ВВЕДЕНИЕ

1. ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ СВЕДЕНИЯ О РАЙОНЕ ИССЛЕДОВАНИЯ

1.1. История изучения палеогеновых отложений на нефть и газ

1.2. Тектоническое строение

1.3. Литолого-стратиграфическая характеристика отложений

1.3.1. Палеоценовый отдел (Pg1)

1.3.2. Эоценовый отдел (Pg2)

1.3.3. Олигоценовый отдел (Pg3)

1.4. Нефтегазоносность Центрального и Восточного Предкавказья

1.4.1. Нефтегазогеологическое районирование

1.4.2. Палеогеновый нефтегазоносный комплекс

Выводы к главе

2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ КРИТЕРИЕВ ПЕРСПЕКТИВНОСТИ НЕТРАДИЦИОННЫХ КОЛЛЕКТОРОВ

2.1. Свойства нетрадиционных коллекторов кремнисто-карбонатно-глинистых формаций Северной Америки

2.1.1. Минеральный состав

2.1.2. Геохимические свойства

2.1.3. Пустотное пространство

2.1.4. Геомеханические свойства

2.1.5. Пластовое давление

2.2. Сравнение свойств исследуемых отложений с обобщенными критериями продуктивности залежей сланцевых нефтей

2.2.1. Литолого-минеральный состав отложений

2.2.2. Геохимическая характеристика

2.2.3. Структура пустотного пространства

2.3. Обобщенные критерии перспективности нетрадиционных коллекторов

Выводы к главе

3. АНАЛИЗ ХРУПКОСТИ ПОРОД И ЕЕ СВЯЗИ С ПРОНИЦАЕМОСТЬЮ

3.1. Методы подсчета индекса хрупкости

3.2. Анализ хрупкости пород и ее связь со свойствами исследуемых отложений

3.2.1. Связь проницаемости c динамическим индексом хрупкости по минеральному составу

3.2.2. Связь проницаемости c динамическим индексом хрупкости на основе упругих свойств

3.3. Выделение перспективных интервалов по упругим свойствам

Выводы к главе

4. СВЯЗЬ ЛИТОЛОГО-ПЕТРОФИЗИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ ИЗУЧАЕМЫХ ОТЛОЖЕНИЙ С ПРОДУКТИВНОСТЬЮ

4.1. Связь трещинной пористости и глинистости в хадумской свите

4.2. Анализ продуктивности и литолого-петрофизических параметров

4.2.1. Связь продуктивности и литолого-петрофизических параметров для отложений горизонта Морозкиной балки

4.2.2. Связь продуктивности и литолого-петрофизических параметров для отложений Пшехского горизонта

4.2.3. Связь продуктивности и литолого-петрофизических параметров для отложений кумско-керестинской свиты

4.3. Выделение перспективных объектов в исследуемых отложениях

Выводы к главе

5. ПРОГНОЗ ПЕРСПЕКТИВНЫХ ОБЪЕКТОВ В ПАЛЕОГЕНОВЫХ ОТЛОЖЕНИЯХ ПО КОМПЛЕКСУ ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ДАННЫХ

5.1. Прогнозирование перспективных объектов в отложениях хадумской свиты

5.2. Прогнозирование перспективных объектов в отложениях кумско-керестинской свиты

5.2.1. Оценка трещиноватости пород по данным ГИС и сейсморазведки

5.2.2. Оценка динамического индекса хрупкости изучаемых отложений

5.2.3. Анализ связи параметра ГТИ «сумма УВ» с характеристикой изучаемых отложений

5.2.4. Прогноз зон улучшенных коллекторских свойств в кумско-керестинской свите

5.3. Методические рекомендации по прогнозированию перспективных зон в палеогеновых

отложениях Предкавказья

Выводы к главе

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

СПИСОК РИСУНКОВ

Рисунок 1-1 Схема тектонического районирования Северного Кавказа [11]

Рисунок 1 -2 Схема тектонического районирования Дагестана [21]

Рисунок 1 -3 Стратиграфическая схема расчленения изучаемых отложений Восточного и

Центрального Предкавказья

Рисунок 1 -4 Сводный литолого-стратиграфический разрез палеогеновых отложений

Предкавказья в районе Прасковейского месторождения

Рисунок 1-5 Схема нефтегазогеологического районирования Северо-Кавказской НГП [4]

Рисунок 2-1 Минеральный состав основных нетрадиционных коллекторов Северной Америки

([49] с изменениями)

Рисунок 2-2 а) Стратиграфия отложений Барнетт и прилегающих к ним свит ([66] с изменениями) б-е) строение отложений Барнетт [64] б) керн, показывающий параллельную слоистость в) шлиф взятый из отложений на рисунке б г) керн показывающий слоистость отложений д) поверхность

микроразмыва е) поперечное напластование

Рисунок 2-3 Иллюстрация пустотного пространства и других компонентов кремнисто-

карбонатно-глинистых отложений ([34], с изменениями)

Рисунок 2-4 Влияние напряжения и механических свойств на геометрию трещины гидроразрыва а) Влияние минимального горизонтального напряжения на длину трещины б) Влияние

анизотропии напряжений на рост трещин ГРП ([58] с изменениями)

Рисунок 2-5 Соотношение различных литотипов пород в пределах баталпашинской, хадумской и кумско-керестинских свит. Bt_2 - надреперная часть баталпашинской свиты, Bt_1-подреперная часть баталпашинской свиты, Chd_3 - горизонт морозкиной балки хадумской свиты, Chd_1 - пшехский горизонт хадумской свиты, Km - кумская свита, & - керестинская

свита

Рисунок 2-6 Минеральный состав основных нетрадиционных коллекторов Северной Америки и

Восточного и Центрального Предкавказья

Рисунок 2-7 Среднее содержание общего органического углерода в породе (Сорг) в процентах от

массы в различных стратиграфических зонах

Рисунок 2-8 Пик S1 мг УВ/г породы в различных стратиграфических зонах

Рисунок 2-9 Пик S2, мг УВ/г породы в различных стратиграфических зонах

Рисунок 2-10 Характеристика пустотного пространства пород хадумской свиты [17]

Рисунок 2-11 Характеристика пустотного пространства пород кумско-керестинской свиты [17]

Рисунок 2-12 Модель коллектора хадумской свиты [17]

Рисунок 3-1 Связь проницаемости с динамическим индексом хрупкости по минеральному

составу

Рисунок 3-2 Кросс-плоты между динамическим индексом хрупкости (1) и компонентами

объемной минералогической модели по данным интерпретации ГИС

Рисунок 3-3 Связь проницаемости с динамическим индексом хрупкости на основе упругих

свойств пород

Рисунок 3-4 Связь коэффициента анизотропии с динамическим индексом хрупкости на основе упругих свойств. В углу каждой зависимости приведен номер формулы и коэффициент

корреляции

Рисунок 3-5 Кросс-плот модуля Юнга и коэффициента Пуассона. Красная пунктирная линия -условная граница между хрупкими и пластичными породами для отложений Барнет [55]. Черная пунктирная линия - граница между продуктивными и не продуктивными породами для исследуемых отложений. Красная стрелка показывает направление увеличения ДИХ (1). Цвет точек обозначает проницаемость пород (определены на основе анализа акустического каротажа):

зеленый - высокая, оранжевый - средняя, синий - отсутствует

Рисунок 3-6 Кроссплот между отношением скоростей Ур/УБ и акустическим импедансом. Черная пунктирная линия - граница между продуктивными и не продуктивными породами для исследуемых отложений. Красная стрелка показывает направление увеличения ДИХ (1). Цвет точек обозначает проницаемость пород (определены на основе анализа акустического каротажа):

зеленый - высокая, оранжевый - средняя, синий - отсутствует

Рисунок 3-7 Кроссплот между отношением скоростей Ур/УБ и акустическим импедансом. Черная пунктирная линия - граница между продуктивными и не продуктивными породами для исследуемых отложений. Красная стрелка показывает направление увеличения ДИХ (1). Цвет точек показывает трещиноватость по данным анализа керна: оранжевый - наличие трещин,

синий - отсутствие трещин

Рисунок 3-8 Кроссплот между отношением скоростей Ур/УБ и акустическим импедансом. Черная пунктирная линия - граница между продуктивными и не продуктивными породами для исследуемых отложений. Красная стрелка показывает направление увеличения ДИХ (1). Цвет точек показывает трещиноватость по данным микроимиджера: оранжевый - наличие трещин,

синий - отсутствие трещин

Рисунок 4-1 Связь между глинистостью и общей пористостью в породах хадумской свиты

Рисунок 4-2 Связь между трещинной и общей пористостью в породах хадумской свиты. Цветом

показана глинистость пород

Рисунок 4-3 Связь продуктивности и глинистости для отложений горизонта Морозкиной балки хадумской свиты

Рисунок 4-4 Связь продуктивности и общей пористости для отложений горизонта Морозкиной

балки хадумской свиты

Рисунок 4-5 Связь продуктивности и содержания Сорг для отложений горизонта Морозкиной

балки хадумской свиты

Рисунок 4-6 Связь продуктивности и глинистости для отложений пшехского горизонта

хадумской свиты

Рисунок 4-7 Связь продуктивности и общей пористости для отложений пшехского горизонта

хадумской свиты

Рисунок 4-8 Связь продуктивности и содержания Сорг для отложений пшехского горизонта

хадумской свиты

Рисунок 4-9 Связь продуктивности и общей пористости для отложений кумско-керестинской

свиты

Рисунок 4-10 Связь продуктивности и глинистости для отложений кумско-керестинской свиты

Рисунок 4-11 Связь продуктивности и динамического индекса хрупкости для отложений кумско-

керестинской свиты

Рисунок 4-12 Перспективные объекты в интервале хадумской свиты

Рисунок 4-13 Перспективные объекты в интервале кумской и керестинской свит

Рисунок 5-1 Графики между сейсмическими атрибутами и параметрами, полученными в

процессе интерпретации данных ГИС

Рисунок 5-2 Структурная карта по кровле хадумских отложений. Цветом показана степень

преобразования органического вещества

Рисунок 5-3 Карта средних значений абсолютных амплитуд. Размером круга показан дебит в скважинах, а цветом полученный флюид: красный - газ, зеленый - нефть, синий - вода. затемнённые зоны соответствуют пониженным значениям на картах когерентности и

спектральной декомпозиции (20 Гц) для отложений хадумской свиты

Рисунок 5-4 Пример визуализации атрибута минимальной кривизны (слева) и Ant Tracking по

кубу алгоритма динамической трансформации времени (справа) в 3D пространстве

Рисунок 5-5 Азимуты простирания трещин выделяемых по данным FMI. Синие стрелки -трещины параллельные направлению максимального напряжения, зеленая стрелка - трещины параллельные направлению минимального напряжения а) атрибут максимальной кривизны и б)

атрибут Ant Tracking по кубу DTW по кровле по кровле кумской свиты

Рисунок 5-6 Карта максимальной кривизны по кровле белоглинских отложений

Рисунок 5-7 Разрез через Прасковейскую площадь показывающий, наличие в разрезе «двойного» хадума (черный круг)

Рисунок 5-8 Модель формирования трещиноватости при наличии оползневых процессов. А -карта атрибута Ап1Тгаскт§ Б - карта атрибута максимальной кривизны. В - космоснимок,

показывающий трещиноватость образованную оползневыми процессами

Рисунок 5-9 Модель формирования трещиноватости при наличии зоны растяжения. А -теоретический пример строения зоны растяжения [35]. Б - пример строения крупной зоны

растяжения на северо-востоке Бразилии

Рисунок 5-10 Разрез модуля Юнга, по результату сейсмической амплитудной инверсии до

суммирования в глубинной области в интервале кумско-керестинской свиты

Рисунок 5-11 Разрез коэффициента Пуассона, по результату сейсмической амплитудной инверсии до суммирования в глубинной области в интервале кумско-керестинской свиты (по

данным Данько Д.А.)

Рисунок 5-12 Карта средних значений ДИХ по сейсмическим данным в интервале продуктивной

части кумско-керестинской свиты

Рисунок 5-13 График зависимости между плотностью трещин по скважинным данным и

параметром «сумма УВ». Цветом показан динамический индекс хрупкости

Рисунок 5-14 Значения параметра ГТИ «сумма УВ» вдоль ствола скважин

Рисунок 5-15 Сейсмический разрез отношения скоростей Ур/УБ по сейсмическим данным вдоль

скважин №2. На скважину нанесены значения параметра ГТИ «сумма УВ»

Рисунок 5-16 Сейсмический разрез ДИХ по сейсмическим данным вдоль скважин №4. На

скважину нанесены значения параметра ГТИ «сумма УВ»

Рисунок 5-17 Зависимость между средним значением динамического индекса хрупкости и

«суммой УВ». Цветом показаны точки для разных скважин

Рисунок 5 -18 Карта динамического индекса хрупкости. Цветом на скважины нанесен параметр

ГТИ «сумма УВ»

Рисунок 5-19 Зависимость между средним значением Ур/УБ и «суммой УВ». Цветом показаны

точки для разных скважин

Рисунок 5-20 Прогнозная карта параметра «сумма УВ» для продуктивного интервала кумско-

керестинской свиты

Рисунок 5-21 Зависимость между Ур/УБ и проницаемостью в интервале кумско-керестинской

свиты

Рисунок 5-22 Карта прогноза проницаемости в интервале коллектора в кумско-керестинской

свите. Цветовая палетка в логарифмическом масштабе

Рисунок 5-23 Карта прогноза параметра ГТИ «Сумма УВ» в продуктивном интервале кумско-керестинской свиты

Рисунок 5-24 Связь между прогнозными и замеренными значениями параметра ГТИ «сумма УВ» в новых скважинах

СПИСОК ТАБЛИЦ

Таблица 1 Сравнение свойств исследуемых отложений с обобщенными критериями

продуктивности залежей сланцевых нефтей

Таблица 2 Определение динамического индекса хрупкости на основе упругих параметров

Таблица 3 Определение динамического индекса хрупкости по минеральному составу пород ... 55 Таблица 4 Определение динамического индекса хрупкости на основе каротажных кривых акустического и нейтронного метода

ВВЕДЕНИЕ

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Литолого-петрофизические критерии выделения перспективных объектов в нетрадиционных коллекторах палеогеновых отложений Центрального и Восточного Предкавказья»

Актуальность работы

Центральное и Восточное Предкавказье является старейшим нефтегазоносным регионом России. Основные открытые здесь месторождения нефти и газа приурочены к традиционным трещинно-поровым терригенным и карбонатным коллекторам в мезозойском комплексе. Высокая степень выработанности разведанных запасов делает актуальным проблему исследования и освоения залежей в нетрадиционных коллекторяах. К таким отложениям можно отнести породы хадумской и кумско-керестинской свиты палеогенового возраста, которые распространены на территории площадью более 100 тыс. км2, а их начальные суммарные геологические ресурсы оцениваются в 37,53 млрд т. Впервые залежи нефти в этих отложениях были открыты в 1930-е годы, при этом активная разработка месторождений проводилась в 19701980 годах. Активность нефтяников в отношении палеогеновых залежей существенно уменьшилась. Причина этого понятна - традиционные методы разработки с использованием вертикальных скважин позволяли добывать нефть только в течение ограниченного периода во времени и в зонах развития интенсивной естественной трещиноватости. Современные методы разработки залежей нефти в нетрадиционных коллекторах Северного Кавказа (горизонтальное кустовое бурение, многостадийный гидроразрыв пласта и т.д.) начали применяться только в последнее время. Полученные новые данные современных геолого-геофизических исследований нетрадиционных коллекторов в палеогеновых отложениях позволяют сформировать обоснованные литолого-петрофизические критерии выделения перспективных объектов в данных отложениях и разработать методические основы их разведки. Решению этих задач посвящена данная работа.

Цель работы и задачи исследования

Целью работы является на основе выделенных критериев разработать методику прогнозирования перспективных объектов в нетрадиционных коллекторах Центрального и Восточного Предкавказья.

Для достижения поставленной цели решались следующие задачи:

• Определение критериев перспективности нетрадиционных коллекторов палеогена

• Анализ влияния хрупкости пород на продуктивность изучаемых отложений

• Повышение эффективности комплексной интерпретации геолого-геофизических данных и прогнозирования перспективных объектов в палеогеновых отложениях Предкавказья.

Научная новизна

В работе показано, что по совокупности критериев продуктивности нетрадиционных коллекторов кремнисто-карбонатно-глинистых формаций палеогеновые отложения Центрального и Восточного Предкавказья являются высоко перспективными.

Динамический индекс хрупкости пород, рассчитываемый по упругим свойствам, наилучшим образом коррелируется с проницаемостью изучаемых отложений. Впервые для данных отложений показано, что породы с высокой проницаемостью хорошо отделяются от низкопроницаемых пород в поле Vp/Vs - импеданс, что является основанием для применения амплитудной инверсии сейсмических данных.

Проведённые исследования позволили установить, что критериями перспективности хадумских отложений является пористость (более 9%) и глинистость (менее 75%). Для отложений кумско-керестинской свиты определяющими факторами, влияющими на продуктивность отложений, являются их хрупкость (ДИХ более 0.6) и глинистость (менее 20%).

На эталонных площадях показано, что на основе комплексной интерпретации сейсмических данных могут быть определены ключевые свойства, определяющие продуктивность изучаемых отложений: хрупкость, глинистость, пористость - которые наряду с зонами развития трещин являются основными признаками при поисках и разведке перспективных объектов.

Практическая ценность и реализация

Разработанные автором диссертации литолого-петрофизические критерии перспективности нетрадиционных палеогеновых коллекторов Центрального и Восточного Предкавказья являются практической основой для изучения данных отложений. Разработанная методика определяет правила интерпретации сейсморазведки для разведки перспективных объектов в изучаемых отложениях. Результаты, полученные диссертантом, использованы при выполнении контракта РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М.Губкина с Минприроды РФ, договоров с АО «Росгеология», ООО «НДП «Чепаковское».

Защищаемые положения

1. Динамический индекс хрупкости, рассчитанный по упругим свойствам, наилучшим образом коррелируется с проницаемостью, что является основой для прогноза

перспективных объектов в нетрадиционных коллекторах палеогеновых отложений Центрального и Восточного Предкавказья по сейсмическим данным.

2. По совокупности литолого-петрофизических и геологических критериев нетрадиционные коллектора палеогеновых отложений Центрального и Восточного Предкавказья являются высоко перспективными. Перспективные объекты в хадумских отложениях выделяются по пористости (более 9%) и по глинистости (менее 75%). Для отложений кумско-керестинской свиты основными свойствами, определяющими продуктивность отложений, являются их хрупкость (ДИХ более 0.6) и глинистость (менее 20%).

3. На основе выявленных литолого-петрофизических критериев разработана методика прогнозирования перспективных объектов в палеогеновых отложениях Центрального и Восточного Предкавказья, основанная на комплексировании результатов атрибутного анализа и амплитудной инверсии сейсмических данных. Показана ее эффективность на эталонных площадях.

Степень достоверности результатов проведенных исследований

Достоверность научных выводов и результатов, полученных автором, подтверждена обобщением и анализом значительного объема фактического геолого-геофизического материала. Литолого-петрофизические критерии выделения перспективных объектов в исследуемых отложений согласуются с данными разработки месторождений. Методика прогнозирования перспективных зон в палеогеновых отложениях Предкавказья подтверждается бурением новых скважин на эталонном месторождении.

Апробация работы и публикации

Основные тезисы и результаты диссертационной работы были представлены на следующих конференциях:

7-й международная геолого-геофизическая конференция и выставка «Санкт-Петербург 2016. Через интеграцию геонаук — к постижению гармонии недр», Санкт-Петербурге, 11-14 апреля 2016 г.;

19-й научно-практическая конференция по вопросам геологоразведки и разработки месторождений нефти и газа «Геомодель 2017», Геленджик, 11-14 сентября 2017 г.;

Международная геолого-геофизическая конференция и выставка: «Современные технологии изучения и освоения недр Евразии. ГеоЕвразия-2018», Москва, 5-8 февраля 2018 г.;

Совместный семинар EAGE/SPE 2021: «Наука о сланцах: новые вызовы», Москва, 5-6 апреля 2021 г.;

По теме работы опубликовано 5 статей из перечня ведущих рецензируемых изданий, рекомендованных ВАК.

Использованные материалы

В основу диссертационной работы положен обширный фактический материал, собранный и проанализированный автором в период с 2014 по 2022 годы в качестве сотрудника кафедры разведочной геофизики и компьютерных систем РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М.Губкина. Он включает исходные кривые ГИС и их интерпретацию по более, чем 100 скважинам, из которых 14 горизонтальные, геолого-промысловые данные, отчеты по бурению и ГТИ, временные сейсмические разрезы по более, чем 3000 пог.км 2Б сейсмических профилей и 5 временных кубов 3Б сейсморазведки, обширный литературный и фондовый материал по проблемам нефтегазоносности исследуемых отложений.

Личный вклад автора

Диссертация основана на исследованиях, проведенных автором лично, либо при его непосредственном участии при выполнении комплексных научно-исследовательских работ, проводимых на геологическом факультете РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М.Губкина.

Структура и объем работы

Общий объём диссертационной работы составляет 112 страниц. Работа состоит из введения, 5 глав, заключения, содержит 62 рисунка, 4 таблицы. Библиографические ссылки включают 74 наименования.

Диссертационная работа выполнена на кафедре разведочной геофизики и компьютерных систем РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М.Губкина.

Автор признателен научному руководителю - проф. Рыжкову В.И. за всестороннюю поддержку в работе над диссертацией. На разных этапах работы автор получил помощь и советы от профессоров Постникова А.В., Постниковой О.В., Барс Ф.М., доцентов Городнова А.В., Черноглазова В.Н., Данько Д.А., Кулаповой М.В., Осинцевой Н.А., Сивальневой О.В., Рахматуллиной А.С., старшего преподавателя Карамышевой О.И., вед.инженера Гальпериной А.А.

Особую благодарность автор выражает родителям, жене, а также друзьям и коллегам за неоценимую помощь и поддержку.

1. ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ СВЕДЕНИЯ О РАЙОНЕ

ИССЛЕДОВАНИЯ

1.1. История изучения палеогеновых отложений на нефть и газ

Территория Восточного и Центрального Предкавказья является одним из старейших регионов нефтедобычи в России, на которой со второй половины XIX века проводились геологические рекогносцировочные изыскания с проходкой небольших горных выработок и бурением неглубоких скважин. Эти работы, продолжавшиеся до 20-х годов XX века, позволили сформировать основы стратиграфического расчленения и понимания общих черт геологического строения мезокайнозойских отложений региона. В последующие годы проводились систематические площадные геологические съёмки с использованием структурного и структурно-поискового бурения масштабов 1:200 000 - 1:50 000. Основной объём работ по изучению глубинного строения территории, сопровождавшихся проведением опорного и параметрического бурения, а также применением геофизических методов. пришелся на 40-50 годы прошлого столетия.

Нефтеносность Грозненского района (территории Республик Чечни, Кабардино-Балкарии, Ингушетии и Северной Осетии) была установлена в 1893 году и до 20-х годов были открыты крупные миоценовые нефтяные месторождения Старогрозненское и Октябрьское [7]. В период 1920-1940 гг. проводилась разведка неглубокозалегающих горизонтов неогена, которая была завершена в военные и послевоенные годы. С 1951 г. по 1960 г. изучались верхнемеловые отложения на небольших глубинах (до 3 километров). В последующее десятилетие были введены в эксплуатацию залежи в верхнемеловых отложениях, а также выявлены новые месторождения уже в глубокопогруженных (до 4-5 км) верхнемеловых и частично нижнемеловых отложениях. Позднее был разведан юрский подсолевой комплекс. В 90-х годах весьма ограниченные объемы работ были ориентированы на поиски залежей в верхнемеловом комплексе на структурах депрессионных зон и структурах-спутниках, осложняющих крыльевые части крупных складок антиклинальных зон.

В Дагестане на Каякентском и Берикейском участках в середине XVIII века осуществлялась колодезная добыча нефти. В конце XIX столетия началось бурение первых скважин [22]. Планомерное исследование территории началось с 1920 года, и к 1941 году здесь открыто четыре нефтяных месторождения в третичных отложениях (Ачи-Су, Махачкала и др.). До 1960 года проводилась разведка третичных отложений Предгорного Дагестана, завершившаяся открытием месторождений Дузлак, Гаша, Селли, Тернаир. 1960-е годы характеризуются открытием

нефтяных и газовых месторождений в юрско-нижнемеловых отложениях равнинного Дагестана. Позже проводилось поисковое бурение на новый перспективный триасовый комплекс в равнинных районах и мезозойский, прежде всего верхнемеловой и неоком-верхнеюрский, комплексы предгорных районов Республики. Все эти комплексы оказались промышленно-нефтегазоносными и являются основными объектами разведки и эксплуатации.

В Ставропольском крае в послевоенный период в отложениях хадума и майкопа были открыты месторождения газа. В 1953 году впервые нефть была получена из отложений нижнего мела и последующие десятилетия были отмечены высокими темпами разведки нижнемелового, а также юрского комплексов на востоке края. В период 1963-1969 гг. проводилось изучение и разведка юрско-нижнемеловых отложений и были открыты многочисленные, но небольшие по запасам месторождения нефти и газа. С 1970 года, помимо юрско-нижнемелового комплекса, началось изучение триасового комплекса, который оказался нефтеносным более чем на десяти площадях. Достаточно успешно проводились работы на неглубокозалегающих (до 3 км) отложениях верхнего мела и палеогена. Все рассмотренные комплексы остаются объектами исследований и в настоящее время.

Таким образом, в пределах Центрального и Восточного Предкавказья открыты около сотни месторождений нефти, газа и конденсата, основная масса которых связана со среднемиоценовыми и меловыми отложениями.

1.2. Тектоническое строение

Большинство исследователей пользуется схемой тектонического районирования Предкавказья, которая была разработана А.И. Летавиным, В.Е. Орловым и др. в 1987 году [11]. В 2001 году В.Е. Орел незначительно уточнил схему тектонического районирования Северного Кавказа [3]. Схема тектонического районирования Дагестана была дополнена Ф.Г. Шарафутдиновым [22].

В основу тектонического районирования Предкавказья положена структура поверхности фундамента и возраст его консолидации. Структуре поверхности фундамента соответствует нижняя часть платформенного чехла, отложения переходного комплекса и структура мезозойских и палеогеновых отложений в целом (кроме отдельных участков), а в ряде случаев и строение более высоких горизонтов. Таким образом, поверхность фундамента полнее всего отвечает требованиям тектонического районирования территории. Только в отдельных случаях были сделаны отступления от этого принципа и районирование проводилось по более

высокозалегающим горизонтам. В основном, это коснулось территории передовых хребтов, где структура поверхности фундамента изучена недостаточно.

Согласно схеме тектонического районирования Северного Кавказа под редакцией А.И. Летавина 1987 года (Рисунок 1-1) в районе исследования расположены восемь крупных тектонических элементов первого порядка: восточная часть Ставропольского свода, Прикумская система поднятий, южная часть зоны Манычских прогибов, восточная часть Восточно-Ставропольской впадины, Ногайская ступень, Терско-Каспийский передовой прогиб, восточная часть Северной моноклинали Центрального Кавказа и антиклинорий Главного хребта Альпийской складчатой зоны [3; 11]. Данные тектонические элементы !-го порядка являются составными частями Скифской (Предкавказской) эпигерцинской платформы, консолидация фундамента которой произошла в карбоне.

Северо-западная часть участка исследования расположена в восточной части Ставропольского свода, который является крупной изометрической структурой центральной части Предкавказья, имеющей сложное строение. Свод выделяется в виде крупной, поперечной по отношению к основному (кавказскому) простиранию, структуры со сравнительно неглубоким (до 2000 м) залеганием поверхности фундамента, с хорошо выраженным западным бортом и менее четким восточным.

В пределах Ставропольский свода по поверхности фундамента выделяется ряд более мелких структурных элементов II порядка (с севера на юг и запада на восток) - Приманычская моноклиналь, Камбулатская терраса, Новосадовская мульда, Грачевско-Благодарненская зона поднятий и Мирненская зона поднятий.

Восточнее выделяется протяженная зона Манычских прогибов, являющейся системой депрессий и ограниченная Северо- и Южно-Манычским разломами. В пределах района исследований по поверхности фундамента выделяются структурные элементы II порядка (с севера на юг) - Зунда-Талгинская седловина, Чограйский, Арзгирский, Восточно-Манычский прогибы и разделяющие их Дадынский и Величаевско-Максимокумский валы (Рисунок 1-1). Перечисленные тектонические элементы характеризуются субширотным простиранием, что связано с проявлением глубинных разломов в теле фундамента на заключительном этапе герцинского тектоногенеза. Глубина залегания фундамента в пределах зоны Манычских прогибов изменяется от 3500 (на западе Дадынского вала) до 6500 м (в пределах Чограйского прогиба).

Южнее зоны Манычских прогибов находиться Ногайско-Тарумовский вал, на котором расположена Прикумская система поднятий, протягивающаяся до Каспийского моря. Это субширотно вытянутый тектонический элемент, который выделяется не только своеобразным

1 - границы тектонических элементов I порядка, 2 - границы тектонических элементов II порядка

Рисунок 1-1 Схема тектонического районирования Северного Кавказа [11]

структурным строением, но и резко уменьшенными мощностями или полным отсутствием пермо-триасовых отложений.

В пределах Прикумской системы поднятий по поверхности фундамента выделяются структурные элементы II порядка (с севера на юг и с запада на восток) - Петропавловское поднятие, Довсунский и Кумской прогибы, Ачикулакский вал, Таловская ступень, Озек-Суатское поднятие, Бажиганский, Чернорыковский и Капиевский прогибы, Соленоозерная терраса и Кочубеевский выступ.

Прикумская система поднятий образована из разнородных тектонических элементов и характеризуется ступенчатым погружением на восток в диапазоне глубин от 3000 до 6000 метров. В этом же направлении увеличиваются мощности всех отложений, что указывает на общую унаследованность развития этих структурных комплексов.

На юго-западе Прикумская система поднятий ограничивается значительной по площади сложнопостроенной Восточно-Ставропольской впадиной. В пределах данного района по поверхности фундамента впадины выделяются основные структурные элементы II порядка (с севера на юг) - Спицевский прогиб, Журавская зона поднятий, Александровско-Георгиевская моноклиналь, Томузловская ступень и Чернолесский прогиб. Глубина залегания фундамента в пределах Восточно-Ставропольской впадины изменяется от 2000 до 6000 метров.

Южнее Прикумской системы поднятий находится весьма протяженный тектонический элемент - Ногайская ступень, в пределах которой отложения осадочного чехла менее дифференцированы, чем фундамент. Юрские отложения на значительной части этого элемента отсутствуют. По меловым отложениям он представляет собой моноклиналь, наклоненную к югу и осложненную рядом малоамплитудных локальных поднятий. По поверхности майкопских отложений локальные поднятия не выявляются. Однако по поверхности фундамента эта территория представляется более расчлененной. Здесь выделяется несколько крупных поднятий и прогибов, которые заполнены в основном вулканогенными отложениями и маломощными карбонатами триасового возраста.

На территории Ногайской ступени с запада на восток выделяются структурные элементы II порядка: Степновское и Орта-Тюбинское поднятия, Крайновская ступень и разделяющие их Березкинский и Терклинский прогибы (Рисунок 1-1).

Поверхности фундамента в пределах Ногайской ступени имеет сложное строение, погружаясь к югу в сторону передового прогиба и к востоку от 4000 до 8000 метров. С юга, севера и запада Ногайская ступень ограничивается региональными разломами значительной (в среднем около 500 м) амплитуды.

Южнее находится Терско-Каспийский передовой прогиб. Границы которого определены несколько условно. На юге граница с горными сооружениями Кавказа связана с выходами

эоценовых отложений, на северо-западе - с присутствием эвапоритов верхней юры, а на западе - с разломом в фундаменте. Северная граница прогиба проводится условно, поскольку она не отражает изменения в структурном положении комплексов отложений, слагающих передовой прогиб. Последние из них залегают на северном борту прогиба моноклинально без каких-либо осложнений.

Северный платформенный борт прогиба более пологий (до 10°), а южный - складчатый, сильно дислоцирован и осложнён разрывами, с проявлением элементов диапиризма. Передовой прогиб граничит с Ногайским глубинным разломом с севера, а с Черногорской шовной зоной с юга. Последняя представляет из себя серию сбросов.

Западная часть прогиба характеризуется широтным простиранием, а Восточная часть параллельна Кавказскому хребту. На западе в приосевой зоне наблюдаются Терская и Сунженская высокоамплитудные антиклинальные зоны.

Терско-Каспийской передовой прогиб сложен мощными осадочными отложениями мезозой-кайнозойского возраста, которые трансгрессивно залегают на складчатых породах палеозойского возраста. Фундамент залегает на глубинах от 3000 метров в пределах Черногорской моноклинали и до 6000-12000 метров в синклинальных областях.

Терско-Каспийский передовой прогиб осложнен многочисленными структурными элементами, создающими своеобразную, контрастную картину его строения. Основными структурными элементами передового прогиба являются: на западе - Баксанская моноклиналь, Предтерский прогиб, Советско-Курская структурная зона, Кабардинская впадина, Аргуданский выступ, Харбижинская седловина, Осетинская впадина; на севере - моноклиналь Северного борта; в средней части - Притеречная антиклинальная зона, Чеченская впадина, Сунженская антиклинальная зона, Алханчуртовская синклиналь, Назрановская седловина, Терская антиклинальная зона, Черногорская моноклиналь, Петропавловская синклиналь. На востоке -Сулакский прогиб (Рисунок 1-2), Дагестанский клин, на юго-востоке - Южно-Дагестанская структурная зона (Западная и Восточная антиклинальные зоны, разделенные Каранайаульской синклиналью, а также Приморская антиклинальная зона).

Южный складчатый борт Терско-Каспийского передового прогиба осложняет крупное и сложнопостроенное поднятие - Дагестанский клин. Его северная часть, надвигающаяся на Сулакский прогиб - Нараттюбинская складчато-надвиговая зона. Фундамент характеризуется сильным падением и глубинами от 7000 до 11000 метров. Южная часть Дагестанского клина более приподнята и характеризуется изменчивостью глубин залегания фундамента. В пределах Талгинское поднятие, Губденский и Миатлинский прогибах глубина фундамента составляет от 3000 до 5000 метров, а в некоторых районах он погружается до 10000 метров (Буйнакская синклиналь).

Рисунок 1 -2 Схема тектонического районирования Дагестана [21 ]

По Ф.Г. Шарафутдинову, помимо Нараттюбинской складчато-надвиговой зоны, структурными элементами, составляющими Дагестанский клин, являются: Сулакский, Иргартбашский и Талгинский выступы и зона внутренних депрессий, объединяющая Буйнакскую, Капчугайскую, Тепселитаусскую и Катытаусскую синклинали с осложняющими их отдельными положительными структурами [22].

Южнее Терско-Каспийского передового прогиба находится Альпийское складчато-надвиговое сооружение Восточного Кавказа. В его пределах выделяются элементы II порядка: Известняковый Дагестан, Агвали-Хивская зона, Сланцевый Дагестан и зона влияния Главного Кавказского разлома (Рисунок 1-2) [21].

Согласно схеме тектонического районирования А.И. Летавина, южная часть территории республик Кабардино-Балкарской, Северная Осетия - Алания, Ингушетия и Чеченской расположена в пределах антиклинория Главного хребта, который является тектоническим элементом Альпийской складчатой зоны и образует осевую зону Кавказа (Рисунок 1-1).

1.3. Литолого-стратиграфическая характеристика отложений

Литолого-стратиграфическая характеристика разреза дана на основании данных глубокого бурения, проведенного на площадях, расположенных в пределах центральной и восточной частей Ставропольского края и территорий Республик: Кабардино-Балкарской, Северная Осетия -Алания, Ингушетия, Чеченской и Дагестан. Стратиграфическое расчленение отложений исследуемого района иллюстрируется сводным литолого-стратиграфическим разрезом (Рисунок

1-3).

В строении исследуемого региона выделяют три структурных этажа - нижний, верхний и отложения промежуточного (тафрогенного) комплекса [11]. Верхний структурный этаж образует платформенный чехол, сложенный толщей осадочных образований мезозойско-кайнозойского возраста, трансгрессивно залегающих на породах тафрогенного комплекса. Ниже приводится литолого-стратиграфическая характеристика изучаемых палеоцен-эоцен-олигоценовых отложений.

1.3.1. Палеоценовый отдел (Pg1)

В районе исследования верхнемеловые породы перекрываются отложениями датского яруса. В силу своего литологического сходства с нижележащими породами верхнего мела они долгое время включались в состав последних. В настоящее время датский ярус считается нижним

стратиграфическим элементом палеогена. Датские отложения совместно с верхнемеловыми породами составляют единый карбонатный комплекс.

Эра Отдел Подотдел Ярус, свита, Горизонт Мощность Неф те насыщенные горизонты

Современные отложения 20 - 200

Плиоцен Апшеронский 46-75

■ Акчагылскнй 68-132

<и ы Сарматский Ярус 177-313

и X Миоцен Караганский 195-240

и Чокраский горнзнт 53-70

Я И

и « О м Оли го цен Майкопская серия 1450-1500

я в га я и Б аталпалпшская с в ига 80-100

а Халу мекая свига 30-50

и и о Белоглинская свига 34-42

¡и Эоцен Кумекая свига 10-34

Й Керестинская свита 7-13

Черкесская свига 62-118

Палеоцен Свига Горячего ключа 38-62

Датский ярус 5-30

Маасгрихский ярус 46-69

Кампагский ярус 121-143

к я и га Верхний Сантонский ярус 3-18

о Й о S Турон-коньяке кий ярус 27-49

и га Сеноыанский ярус 3-16

г* <5 С? 1=гН « Альбский ярус 321-347

£ Нижний Аптский ярус 134-146

Валанжиский ярус 37-48

Триасовый

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Варов Юрий Евгеньевич, 2022 год

Использованные материалы

В основу диссертационной работы положен обширный фактический материал, собранный и проанализированный автором в период с 2014 по 2022 годы в качестве сотрудника кафедры разведочной геофизики и компьютерных систем РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М.Губкина. Он включает исходные кривые ГИС и их интерпретацию по более, чем 100 скважинам, из которых 14 горизонтальные, геолого-промысловые данные, отчеты по бурению и ГТИ, временные сейсмические разрезы по более, чем 3000 пог.км 2Б сейсмических профилей и 5 временных кубов 3Б сейсморазведки, обширный литературный и фондовый материал по проблемам нефтегазоносности исследуемых отложений.

Личный вклад автора

Диссертация основана на исследованиях, проведенных автором лично, либо при его непосредственном участии при выполнении комплексных научно-исследовательских работ, проводимых на геологическом факультете РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М.Губкина.

Структура и объем работы

Общий объём диссертационной работы составляет 112 страниц. Работа состоит из введения, 5 глав, заключения, содержит 62 рисунка, 4 таблицы. Библиографические ссылки включают 74 наименования.

Диссертационная работа выполнена на кафедре разведочной геофизики и компьютерных систем РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М.Губкина.

Автор признателен научному руководителю - проф. Рыжкову В.И. за всестороннюю поддержку в работе над диссертацией. На разных этапах работы автор получил помощь и советы от профессоров Постникова А.В., Постниковой О.В., Барс Ф.М., доцентов Городнова А.В., Черноглазова В.Н., Данько Д.А., Кулаповой М.В., Осинцевой Н.А., Сивальневой О.В., Рахматуллиной А.С., старшего преподавателя Карамышевой О.И., вед.инженера Гальпериной А.А.

Особую благодарность автор выражает родителям, жене, а также друзьям и коллегам за неоценимую помощь и поддержку.

1. ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ СВЕДЕНИЯ О РАЙОНЕ

ИССЛЕДОВАНИЯ

1.1. История изучения палеогеновых отложений на нефть и газ

Территория Восточного и Центрального Предкавказья является одним из старейших регионов нефтедобычи в России, на которой со второй половины XIX века проводились геологические рекогносцировочные изыскания с проходкой небольших горных выработок и бурением неглубоких скважин. Эти работы, продолжавшиеся до 20-х годов XX века, позволили сформировать основы стратиграфического расчленения и понимания общих черт геологического строения мезокайнозойских отложений региона. В последующие годы проводились систематические площадные геологические съёмки с использованием структурного и структурно-поискового бурения масштабов 1:200 000 - 1:50 000. Основной объём работ по изучению глубинного строения территории, сопровождавшихся проведением опорного и параметрического бурения, а также применением геофизических методов. пришелся на 40-50 годы прошлого столетия.

Нефтеносность Грозненского района (территории Республик Чечни, Кабардино-Балкарии, Ингушетии и Северной Осетии) была установлена в 1893 году и до 20-х годов были открыты крупные миоценовые нефтяные месторождения Старогрозненское и Октябрьское [7]. В период 1920-1940 гг. проводилась разведка неглубокозалегающих горизонтов неогена, которая была завершена в военные и послевоенные годы. С 1951 г. по 1960 г. изучались верхнемеловые отложения на небольших глубинах (до 3 километров). В последующее десятилетие были введены в эксплуатацию залежи в верхнемеловых отложениях, а также выявлены новые месторождения уже в глубокопогруженных (до 4-5 км) верхнемеловых и частично нижнемеловых отложениях. Позднее был разведан юрский подсолевой комплекс. В 90-х годах весьма ограниченные объемы работ были ориентированы на поиски залежей в верхнемеловом комплексе на структурах депрессионных зон и структурах-спутниках, осложняющих крыльевые части крупных складок антиклинальных зон.

В Дагестане на Каякентском и Берикейском участках в середине XVIII века осуществлялась колодезная добыча нефти. В конце XIX столетия началось бурение первых скважин [22]. Планомерное исследование территории началось с 1920 года, и к 1941 году здесь открыто четыре нефтяных месторождения в третичных отложениях (Ачи-Су, Махачкала и др.). До 1960 года проводилась разведка третичных отложений Предгорного Дагестана, завершившаяся открытием месторождений Дузлак, Гаша, Селли, Тернаир. 1960-е годы характеризуются открытием

нефтяных и газовых месторождений в юрско-нижнемеловых отложениях равнинного Дагестана. Позже проводилось поисковое бурение на новый перспективный триасовый комплекс в равнинных районах и мезозойский, прежде всего верхнемеловой и неоком-верхнеюрский, комплексы предгорных районов Республики. Все эти комплексы оказались промышленно-нефтегазоносными и являются основными объектами разведки и эксплуатации.

В Ставропольском крае в послевоенный период в отложениях хадума и майкопа были открыты месторождения газа. В 1953 году впервые нефть была получена из отложений нижнего мела и последующие десятилетия были отмечены высокими темпами разведки нижнемелового, а также юрского комплексов на востоке края. В период 1963-1969 гг. проводилось изучение и разведка юрско-нижнемеловых отложений и были открыты многочисленные, но небольшие по запасам месторождения нефти и газа. С 1970 года, помимо юрско-нижнемелового комплекса, началось изучение триасового комплекса, который оказался нефтеносным более чем на десяти площадях. Достаточно успешно проводились работы на неглубокозалегающих (до 3 км) отложениях верхнего мела и палеогена. Все рассмотренные комплексы остаются объектами исследований и в настоящее время.

Таким образом, в пределах Центрального и Восточного Предкавказья открыты около сотни месторождений нефти, газа и конденсата, основная масса которых связана со среднемиоценовыми и меловыми отложениями.

1.2. Тектоническое строение

Большинство исследователей пользуется схемой тектонического районирования Предкавказья, которая была разработана А.И. Летавиным, В.Е. Орловым и др. в 1987 году [11]. В 2001 году В.Е. Орел незначительно уточнил схему тектонического районирования Северного Кавказа [3]. Схема тектонического районирования Дагестана была дополнена Ф.Г. Шарафутдиновым [22].

В основу тектонического районирования Предкавказья положена структура поверхности фундамента и возраст его консолидации. Структуре поверхности фундамента соответствует нижняя часть платформенного чехла, отложения переходного комплекса и структура мезозойских и палеогеновых отложений в целом (кроме отдельных участков), а в ряде случаев и строение более высоких горизонтов. Таким образом, поверхность фундамента полнее всего отвечает требованиям тектонического районирования территории. Только в отдельных случаях были сделаны отступления от этого принципа и районирование проводилось по более

высокозалегающим горизонтам. В основном, это коснулось территории передовых хребтов, где структура поверхности фундамента изучена недостаточно.

Согласно схеме тектонического районирования Северного Кавказа под редакцией А.И. Летавина 1987 года (Рисунок 1-1) в районе исследования расположены восемь крупных тектонических элементов первого порядка: восточная часть Ставропольского свода, Прикумская система поднятий, южная часть зоны Манычских прогибов, восточная часть Восточно-Ставропольской впадины, Ногайская ступень, Терско-Каспийский передовой прогиб, восточная часть Северной моноклинали Центрального Кавказа и антиклинорий Главного хребта Альпийской складчатой зоны [3; 11]. Данные тектонические элементы !-го порядка являются составными частями Скифской (Предкавказской) эпигерцинской платформы, консолидация фундамента которой произошла в карбоне.

Северо-западная часть участка исследования расположена в восточной части Ставропольского свода, который является крупной изометрической структурой центральной части Предкавказья, имеющей сложное строение. Свод выделяется в виде крупной, поперечной по отношению к основному (кавказскому) простиранию, структуры со сравнительно неглубоким (до 2000 м) залеганием поверхности фундамента, с хорошо выраженным западным бортом и менее четким восточным.

В пределах Ставропольский свода по поверхности фундамента выделяется ряд более мелких структурных элементов II порядка (с севера на юг и запада на восток) - Приманычская моноклиналь, Камбулатская терраса, Новосадовская мульда, Грачевско-Благодарненская зона поднятий и Мирненская зона поднятий.

Восточнее выделяется протяженная зона Манычских прогибов, являющейся системой депрессий и ограниченная Северо- и Южно-Манычским разломами. В пределах района исследований по поверхности фундамента выделяются структурные элементы II порядка (с севера на юг) - Зунда-Талгинская седловина, Чограйский, Арзгирский, Восточно-Манычский прогибы и разделяющие их Дадынский и Величаевско-Максимокумский валы (Рисунок 1-1). Перечисленные тектонические элементы характеризуются субширотным простиранием, что связано с проявлением глубинных разломов в теле фундамента на заключительном этапе герцинского тектоногенеза. Глубина залегания фундамента в пределах зоны Манычских прогибов изменяется от 3500 (на западе Дадынского вала) до 6500 м (в пределах Чограйского прогиба).

Южнее зоны Манычских прогибов находиться Ногайско-Тарумовский вал, на котором расположена Прикумская система поднятий, протягивающаяся до Каспийского моря. Это субширотно вытянутый тектонический элемент, который выделяется не только своеобразным

1 - границы тектонических элементов I порядка, 2 - границы тектонических элементов II порядка

Рисунок 1-1 Схема тектонического районирования Северного Кавказа [11]

структурным строением, но и резко уменьшенными мощностями или полным отсутствием пермо-триасовых отложений.

В пределах Прикумской системы поднятий по поверхности фундамента выделяются структурные элементы II порядка (с севера на юг и с запада на восток) - Петропавловское поднятие, Довсунский и Кумской прогибы, Ачикулакский вал, Таловская ступень, Озек-Суатское поднятие, Бажиганский, Чернорыковский и Капиевский прогибы, Соленоозерная терраса и Кочубеевский выступ.

Прикумская система поднятий образована из разнородных тектонических элементов и характеризуется ступенчатым погружением на восток в диапазоне глубин от 3000 до 6000 метров. В этом же направлении увеличиваются мощности всех отложений, что указывает на общую унаследованность развития этих структурных комплексов.

На юго-западе Прикумская система поднятий ограничивается значительной по площади сложнопостроенной Восточно-Ставропольской впадиной. В пределах данного района по поверхности фундамента впадины выделяются основные структурные элементы II порядка (с севера на юг) - Спицевский прогиб, Журавская зона поднятий, Александровско-Георгиевская моноклиналь, Томузловская ступень и Чернолесский прогиб. Глубина залегания фундамента в пределах Восточно-Ставропольской впадины изменяется от 2000 до 6000 метров.

Южнее Прикумской системы поднятий находится весьма протяженный тектонический элемент - Ногайская ступень, в пределах которой отложения осадочного чехла менее дифференцированы, чем фундамент. Юрские отложения на значительной части этого элемента отсутствуют. По меловым отложениям он представляет собой моноклиналь, наклоненную к югу и осложненную рядом малоамплитудных локальных поднятий. По поверхности майкопских отложений локальные поднятия не выявляются. Однако по поверхности фундамента эта территория представляется более расчлененной. Здесь выделяется несколько крупных поднятий и прогибов, которые заполнены в основном вулканогенными отложениями и маломощными карбонатами триасового возраста.

На территории Ногайской ступени с запада на восток выделяются структурные элементы II порядка: Степновское и Орта-Тюбинское поднятия, Крайновская ступень и разделяющие их Березкинский и Терклинский прогибы (Рисунок 1-1).

Поверхности фундамента в пределах Ногайской ступени имеет сложное строение, погружаясь к югу в сторону передового прогиба и к востоку от 4000 до 8000 метров. С юга, севера и запада Ногайская ступень ограничивается региональными разломами значительной (в среднем около 500 м) амплитуды.

Южнее находится Терско-Каспийский передовой прогиб. Границы которого определены несколько условно. На юге граница с горными сооружениями Кавказа связана с выходами

эоценовых отложений, на северо-западе - с присутствием эвапоритов верхней юры, а на западе - с разломом в фундаменте. Северная граница прогиба проводится условно, поскольку она не отражает изменения в структурном положении комплексов отложений, слагающих передовой прогиб. Последние из них залегают на северном борту прогиба моноклинально без каких-либо осложнений.

Северный платформенный борт прогиба более пологий (до 10°), а южный - складчатый, сильно дислоцирован и осложнён разрывами, с проявлением элементов диапиризма. Передовой прогиб граничит с Ногайским глубинным разломом с севера, а с Черногорской шовной зоной с юга. Последняя представляет из себя серию сбросов.

Западная часть прогиба характеризуется широтным простиранием, а Восточная часть параллельна Кавказскому хребту. На западе в приосевой зоне наблюдаются Терская и Сунженская высокоамплитудные антиклинальные зоны.

Терско-Каспийской передовой прогиб сложен мощными осадочными отложениями мезозой-кайнозойского возраста, которые трансгрессивно залегают на складчатых породах палеозойского возраста. Фундамент залегает на глубинах от 3000 метров в пределах Черногорской моноклинали и до 6000-12000 метров в синклинальных областях.

Терско-Каспийский передовой прогиб осложнен многочисленными структурными элементами, создающими своеобразную, контрастную картину его строения. Основными структурными элементами передового прогиба являются: на западе - Баксанская моноклиналь, Предтерский прогиб, Советско-Курская структурная зона, Кабардинская впадина, Аргуданский выступ, Харбижинская седловина, Осетинская впадина; на севере - моноклиналь Северного борта; в средней части - Притеречная антиклинальная зона, Чеченская впадина, Сунженская антиклинальная зона, Алханчуртовская синклиналь, Назрановская седловина, Терская антиклинальная зона, Черногорская моноклиналь, Петропавловская синклиналь. На востоке -Сулакский прогиб (Рисунок 1-2), Дагестанский клин, на юго-востоке - Южно-Дагестанская структурная зона (Западная и Восточная антиклинальные зоны, разделенные Каранайаульской синклиналью, а также Приморская антиклинальная зона).

Южный складчатый борт Терско-Каспийского передового прогиба осложняет крупное и сложнопостроенное поднятие - Дагестанский клин. Его северная часть, надвигающаяся на Сулакский прогиб - Нараттюбинская складчато-надвиговая зона. Фундамент характеризуется сильным падением и глубинами от 7000 до 11000 метров. Южная часть Дагестанского клина более приподнята и характеризуется изменчивостью глубин залегания фундамента. В пределах Талгинское поднятие, Губденский и Миатлинский прогибах глубина фундамента составляет от 3000 до 5000 метров, а в некоторых районах он погружается до 10000 метров (Буйнакская синклиналь).

Рисунок 1 -2 Схема тектонического районирования Дагестана [21 ]

По Ф.Г. Шарафутдинову, помимо Нараттюбинской складчато-надвиговой зоны, структурными элементами, составляющими Дагестанский клин, являются: Сулакский, Иргартбашский и Талгинский выступы и зона внутренних депрессий, объединяющая Буйнакскую, Капчугайскую, Тепселитаусскую и Катытаусскую синклинали с осложняющими их отдельными положительными структурами [22].

Южнее Терско-Каспийского передового прогиба находится Альпийское складчато-надвиговое сооружение Восточного Кавказа. В его пределах выделяются элементы II порядка: Известняковый Дагестан, Агвали-Хивская зона, Сланцевый Дагестан и зона влияния Главного Кавказского разлома (Рисунок 1-2) [21].

Согласно схеме тектонического районирования А.И. Летавина, южная часть территории республик Кабардино-Балкарской, Северная Осетия - Алания, Ингушетия и Чеченской расположена в пределах антиклинория Главного хребта, который является тектоническим элементом Альпийской складчатой зоны и образует осевую зону Кавказа (Рисунок 1-1).

1.3. Литолого-стратиграфическая характеристика отложений

Литолого-стратиграфическая характеристика разреза дана на основании данных глубокого бурения, проведенного на площадях, расположенных в пределах центральной и восточной частей Ставропольского края и территорий Республик: Кабардино-Балкарской, Северная Осетия -Алания, Ингушетия, Чеченской и Дагестан. Стратиграфическое расчленение отложений исследуемого района иллюстрируется сводным литолого-стратиграфическим разрезом (Рисунок

1-3).

В строении исследуемого региона выделяют три структурных этажа - нижний, верхний и отложения промежуточного (тафрогенного) комплекса [11]. Верхний структурный этаж образует платформенный чехол, сложенный толщей осадочных образований мезозойско-кайнозойского возраста, трансгрессивно залегающих на породах тафрогенного комплекса. Ниже приводится литолого-стратиграфическая характеристика изучаемых палеоцен-эоцен-олигоценовых отложений.

1.3.1. Палеоценовый отдел (Pg1)

В районе исследования верхнемеловые породы перекрываются отложениями датского яруса. В силу своего литологического сходства с нижележащими породами верхнего мела они долгое время включались в состав последних. В настоящее время датский ярус считается нижним

стратиграфическим элементом палеогена. Датские отложения совместно с верхнемеловыми породами составляют единый карбонатный комплекс.

Эра Отдел Подотдел Ярус, свита, Горизонт Мощность Неф те насыщенные горизонты

Современные отложения 20 - 200

Плиоцен Апшеронский 46-75

■ Акчагылскнй 68-132

<и ы Сарматский Ярус 177-313

и X Миоцен Караганский 195-240

и Чокраский горнзнт 53-70

Я И

и « О м Оли го цен Майкопская серия 1450-1500

я в га я и Б аталпалпшская с в ига 80-100

а Халу мекая свига 30-50

и и о Белоглинская свига 34-42

¡и Эоцен Кумекая свига 10-34

Й Керестинская свита 7-13

Черкесская свига 62-118

Палеоцен Свига Горячего ключа 38-62

Датский ярус 5-30

Маасгрихский ярус 46-69

Кампагский ярус 121-143

к я и га Верхний Сантонский ярус 3-18

о Й о S Турон-коньяке кий ярус 27-49

и га Сеноыанский ярус 3-16

г* <5 С? 1=гН « Альбский ярус 321-347

£ Нижний Аптский ярус 134-146

Валанжиский ярус 37-48

Триасовый

к я и и за о й о <11 ев в Пермский V t? о ID ■Л Г-

Рисунок 1-3 Стратиграфическая схема расчленения изучаемых отложений Восточного и

Центрального Предкавказья

Распространены датские отложения не повсеместно, локально отсутствуя на отдельных площадях. На большей части территории исследования присутствует только нижняя часть яруса толщиной 3-5 метров. Наиболее полные разрезы яруса характерны для западной части северного платформенного борта Терско-Каспийского Передового прогиба (Сизовская, Курганная,

Советская площади), где его толщины составляют 39-20 метров, уменьшаясь к востоку до 15-13 метров (Курская, Уваровская площади).

На Восточном Предкавказье палеоценовый отдел литологически представлен мергелями, песчаниками, алевролитами и подразделяется на верхний и нижний подотделы, которые различаются литолого-фациальными характеристиками. Эльбурганская свита относится к нижнему палеоцену, а свита Горячего ключа и абазинская свита к верхнему.

В пределах Восточного Предкавказья породы эльбурганской свиты представлены карбонатными глинами, зелеными и оливково-зелеными алевритистыми мергелями и в меньшей степени аргиллитами. Мощность увеличивается с востока и юго-востока на запад до 10-15 метров на Чкаловской и Советской площадях. А в северных районах (г. Арзгир) доходит до 5060 метров.

Отложения свиты Горячего ключа, согласно залегают на эльбурганской свите, а в районах различных поднятий с размывом на отложениях верхнего мела. Свита разделяется на две части, нижняя почти повсеместно характеризуется черными глинами и аргиллитами (от 20 до 40 метров), а верхняя состоит из отложений песчаника и алевролита, которые перекрываются мощной песчанистой толщей (до 150 метров). Последняя хорошо выделяется значительными отрицательными аномалиям на кривых ПС.

Толщина палеоценовых отложений уменьшается в восточном и юго-восточном направлениях от 322 м (скв. 5 Синебугровская), 150-200 м (Шангрыкская, Приозерская и Демьяновская площади) до 48 м (скв. 4 Максимокумская).

На Журавской площади северной части Восточно-Ставропольской впадины толща нерасчлененного палеоцена в нижней части представлена аргиллитами серыми и темно-серыми и серыми алевролитами, слюдистыми и слабо известковистыми, с редкими включениями растительных остатков. Верхняя часть палеоцена представлена некарбонатными и слабо песчанистыми темными аргиллитами. В кровле толщи находится пропласток светло-серых глинистых алевролитов толщиной до 35 метров.

1.3.2. Эоценовый отдел (Pg2)

Эоценовые отложения на территории Ставропольского края по литолого-фациальным характеристикам подразделяется на нижний, средний (черкесская свита) и верхний подотделы (керестинская, кумская и белоглинская свиты) (Рисунок 1-4).

Черкесская свита (зеленая свита), которая имеет повсеместное распространение, залегает согласно на отложениях абазинской свиты (в некоторых случаях с размывом).

Верхнеэоценовые отложения представлены не по всей исследуемой территории. Кумско-керестинская свита формирует единую залежь нефти и представлена отложениями керестинской и кумской свит, имеющих разную литологию слагающих их пород.

В нижней части разрез сложен карбонатными породами с редкими прослоями глин керестинской свиты. Светло-серые породы с зеленоватым оттенком характеризуются незначительной примесью терригенного материала и доломитизированными прослоями с присутствием пирита. Данные породы могут иметь значительную трещиноватость.

Выше по разрезу залегает толща известняков и мергелей кумской свиты: известняки -плитчатые, битуминозные, мергели - бурые и темно-бурые, тонкоплитчатые, трещиноватые. Глинистые породы в разрезе встречаются очень редко в виде прослоев небольшой толщины. Характерной особенностью отложений кумской свиты является наличие в породах многочисленных остатков рыб и значительное содержание в них рассеянного органического вещества.

Рисунок 1 -4 Сводный литолого-стратиграфический разрез палеогеновых отложений Предкавказья в районе Прасковейского месторождения

Отложения кумско-керестинского возраста сложены карбонатными породами - мергелями темно-серыми, глинистыми, битуминозными, с отпечатками рыб, с прослоями известняков от 20 см до 1 м (скв. 13 Воробьевская), породы трещиноватые. Общая толщина отложений изменяется от 110 м (скв. 1 Томузловская) до 22 м (скв. 2 Долиновская).

Белоглинская свита сложена толщей крупно плитчатых мергелей и глинистых известняков с равномерным чередованием. Породы светло-серые и серые с зеленоватым оттенком, однородные. В кровле свиты мергели имеют более темную окраску за счет увеличения глинистого материала и пиритизации. Породы трещиноватые. Трещины разной направленности и раскрытости. Толщина белоглинской свиты изменяется от 153 (скв. 1 Томузловская) до 16 метров в скв. 1 Китаевская.

1.3.3. Олигоценовый отдел (Pg3)

В разрезе олигоцена выделяются отложения хадумской и баталпашинской свит, нижнего и среднего майкопа. Хадумскую свиту делят на нижнюю, среднюю и верхнюю подсвиты, которым соответствуют пшехский горизонт, полбинский горизонт или остракодовый пласт и горизонт Морозкинской балки.

Пшехский горизонт сложен толщей глинистых и глинисто-карбонатных пород. Тонкоплитчатые и плитчатые глинистые породы от черных до темно-серые с бурым оттенком, в которых наблюдаются многочисленные остатки рыб. Некарбонатные глины залегают в кровле и подошве горизонта, а ее средняя часть представлена карбонатными глинами. Кварцем и полевым шпатом представлена алевритовая часть отложений. Крепкие плитчатые карбонатные породы имеют цвет от темно-серого до черного с буроватым оттенком, присутствует глинистая компонента и фораминиферы.

Полбинский горизонт сложен крепкими серыми с буроватым оттенком массивными мергелями и глинистыми известняками, в которых наблюдается доломитизация.

В разрезе горизонта Морозкинской балки выделяется толща глинистых пород с небольшой примесью карбонатов. Тонкослоистые глины имеют темно-серый цвет до черного с буроватым оттенком, присутствует чешуйчатый излом и остатки рыб. В кровле горизонта наблюдается переслаивание карбонатных и некарбонатных глин, которое в подошве переходят в некарбонатные глины. Мергели - темно-серые до черных, пелитоморфные, крепкие, глинистые.

В нижней части майкопской серии выделяется баталпашинская свита. Разрез свиты сложен глинистыми породами с маломощными прослоями алевролита и мергеля. Литолого-петрофизическая характеристика данных отложений во многом схожа с породами нижележащей хадумской свиты.

1.4. Нефтегазоносность Центрального и Восточного Предкавказья

Предкавказье является старейшей нефтегазоносной провинцией страны с более чем полуторавековой историей развития нефтяной и газовой промышленности, в которой находиться более 300 месторождений нефти, газоконденсата и газа.

В разрезе выделяют семь главных нефтегазоносных комплексов:

• пермо-триасовый,

• нижне-среднеюрский,

• верхнеюрский,

• нижнемеловой,

• верхнемеловой,

• палеоцен-эоценовый,

• майкопский

• неогеновый

1.4.1. Нефтегазогеологическое районирование

Согласно схеме нефтегазогеологического районирования Северного Кавказа, исследуемая территория расположена в Восточно-Предкавказской нефтегазоносной области, которая является западной частью Северо-Кавказско-Мангышлакской нефтегазоносной провинции. Данная область включает в себя следующие нефтегазоносные районы: Прикумский, Восточно-Манычский, Восточно-Ставропольский; Терско-Каспийская нефтегазоносная область представлена Терско-Сунженским нефтегазоносным район и Южно-Дагестанским газонефтеносным район (Рисунок 1-5).

Близкие по масштабам нефтегазонакопления Прикумский и Восточно-Манычский районы характеризуются неравномерным распределением углеводородов по площади и разрезу. Залежи сконцентрированы в северной части Прикумского и южной части Восточно-Манычского районов, которые сходны по своим литолого-петрофизическим характеристикам.

Нижний апт-неоком является основным продуктивным комплексом в северной и восточной частях Прикумского нефтегазоносного района, он трансгрессивно залегает на породах палеозоя, триаса, юры и участками гидродинамически с ними связан (до 6-ти продуктивных горизонтов). В западной и юго-западных частях продуктивны альбские и верхнеаптские отложения. В юре выделяется до шести продуктивных горизонтов в базальной, средней и кровельной частях

разреза. Местами отмечена их гидродинамическая связь с отложениями триаса и нижнего мела. Два продуктивных разреза установлены в отложениях нижнего и среднего триаса. Меньшей продуктивностью обладают отложения верхнего мела, среднего и верхнего палеогена.

В Восточно-Манычском нефтегазоносном районе основной продуктивный комплекс нижний апт-неоком, который трансгрессивно залегает на породах юры, и гидродинамически с ними связанный на южном борту. Комплекс содержит от 1 до 4 продуктивных горизонтов.

Продуктивны альбские и верхнеаптские отложения. В различных частях разреза юры выделяется до четырех продуктивных горизонтов.

В триасе основной продуктивный горизонт связан с нефтекумскими известняками нижнего триаса. Среднетриасовые отложения продуктивны местами. Отложения верхнего мела и верхнего палеогена ограничено продуктивны.

Восточно-Ставропольский район по масштабам нефтегазонакопления уступает вышеописанным, но и изученность данного района ниже, особенно по палеогеновым и юрским отложениям, а нижнемеловые отложения имеют низкую перспективность. Основной продуктивный горизонт - хадумский (Журавское, Воробьевское месторождения) со специфическим типом коллектора в виде разуплотненных глин. Отложения нижнего мела, палеоцена, эоцена и выше залегающих отложений майкопа в этом районе продуктивны не повсеместно.

Терско-Сунженский и Южно-Дагестанский нефтегазоносные районы Терско-Каспийской области резко отличаются по масштабам концентрации углеводородов. Первый является преимущественно нефтеносным, второй - в основном, газоносным.

Основные месторождения в Терско-Сунженском районе приурочены к зонам антиклинальных складок в центральной части прогиба. Многочисленные залежи нефти на структурах Терской и Сунженской антиклинальных зон присутствуют в отложениях чокрака и карагана. На ряде структур, в зонах значительного размыва неогеновых пород (площади Ахлово, Харбижин, Хаян-Корт, Заманкул, Карабулак-Ачалуки), залежи отсутствуют.

В отложениях верхнего мела месторождения нефти связаны со складками Терской, Сунженской и Притеречной зон и их складками-спутниками в центральной части Терско-Каспийского передового прогиба. Региональной покрышкой для верхнемеловых залежей являются майкопские глины и глинисто-мергельные породы палеогена, которые на ряде участков теряют экранирующие свойства и образуют с верхним мелом единый резервуар (площади Старогрозненская, Хаян-Корт и др.).

Рисунок 1-5 Схема нефтегазогеологического районирования Северо-Кавказской НГП [4]

Нижнемеловой комплекс по масштабам нефтенакопления уступает верхнемеловому и палеогеновому. Основные залежи нефти приурочены к альб-аптским терригенным отложениям. На отдельных площадях (Октябрьская, Брагуны) отмечена их гидродинамическая связь с отложениями верхнего мела.

На ряде площадей установлена продуктивность надсолевых карбонатных верхнеюрских отложений.

Платформенный борт прогиба характеризуется значительно меньшими масштабами нефтегазонакопления. Здесь установлена Советско-Курская зона нефтегазонакопления, где продуктивны отложения хадума, верхнего мела, валанжина.

В пределах южной части Терско-Каспийского передового прогиба на Черногорской моноклинали установлена нефтегазоносность верхнемеловых (Беной), нижнемеловых, юрских межсолевых и подсолевых (Датых) отложений.

Залежи газа и нефти Южно-Дагестанского газонефтеносного района расположены в пределах Южного Дагестана и Нараттюбинской складчато-надвиговой зоны.

1.4.2. Палеогеновый нефтегазоносный комплекс

Палеогеновый нефтегазоносный комплекс на территории Центрального и Восточного Предкавказья распространен повсеместно и отличается сильной фациальной изменчивостью по площади и разрезу. На всей изучаемой территории он перекрывается мощной толщей майкопских глин.

Обогащенные органическим веществом и сильно битуминозные породы развиты в разных частях палеогенового комплекса и имеют неравномерное распределение в пределах рассматриваемой территории. Наиболее благоприятные условия для формирования богатых органическим веществом пород существовали в передовых прогибах и в платформенных районах Восточного Предкавказья.

Все известные залежи имеют небольшие размеры и, как правило, характеризуются низкой продуктивностью и непостоянством дебита. Коллекторы представлены преимущественно трещиноватыми мергелями, известняками и частично алевролитами. Гранулярные коллекторы в нефтенакоплении значительной роли не играют. Проницаемость трещиноватых мергелей и известняков колеблется от 90 до 150 мД, пористость обычно не превышает 8-10 %.

1.4.2.1. Нефтегазоностность палеоценовых отложений

В разрезе палеоценовых отложений Центрального Предкавказья открыта одна нефтяная (Северо-Николаевская) и три газонефтяных (Александровская, Николаевская, Убеженская)

залежи. Установленные скопления углеводородов распределены в пределах Армавирско-Невинномысского вала и связаны с терригенными отложениями свиты Горячего Ключа. Коллекторы представлены песчаниками и алевролитами.

В пределах Восточного Предкавказья свита Горячего Ключа представлена чередованием темно-серых аргиллитов и мергелей с прослоями глинистых алевролитов. Чкаловская и Гороховская площади характеризуются наибольшими толщинами отложений до 110-130 м. Восточнее происходит резкое сокращение толщин и увеличение глинистости пород свиты. Нефтеносность свиты установлена на Прасковейской площади, где из трещиноватых мергелей с пористостью до 8 % и проницаемостью до 140 мД в ряде скважин были получены притоки нефти с дебитом до 35 м3/сут. Данная залежь нефти имеет значительную площадь, но низкую продуктивность.

1.4.2.2. Нефтегазоностность эоценовых отложений

Залежи нефти в эоценовых отложениях приурочены к известнякам и мергелям белоглинской, кумско-керестинской и черкесской свит. Фильтрационные характеристики пород не позволяют отнести их к коллекторам порового типа. Эффективная емкость этих пород формируется в основном за счет тектонических трещин, широко развитых в изучаемом регионе. Прогноз зон повышенной трещинноватости пород представляет значительный интерес, так как в значительной степени определяет положение залежей.

Нефтеносность установлена на Озек-Суатской, Прасковейской, Архангельской, Лесной и Родионовской площадях и связана с развитием трещиноватости, главным образом, в нижних частях свит. Залежи относятся к литологическим и характеризуются низкой продуктивностью. Самые низкие дебиты (0,8-1,5 м3/сут) отмечаются в белоглинской свите.

Немногочисленные и мелкие по запасам залежи нефти и газа в эоцене выявлены в пределах Терско-Каспийского прогиба и в пределах Предгорного Дагестана. Отложения эоцена образуют здесь единый резервуар с верхним мелом. Эоцен-верхнемеловой нефтегазоносный комплекс продуктивен на месторождениях Ачису, Шамхал-Булак, Махачкала-Тарки, Димитровское, Новолак, залежи которых приурочены к брахиантиклинальным складкам. Наиболее крупные залежи связаны с Шамхалбулакской и Димитровской погребенными структурами. На площади Селли эоценовые отложения содержат небольшую газонефтяную залежь. На месторождении Гаша получены кратковременные притоки нефти до 30 т/сут и газа до 3 тыс. м3/сут.

1.4.2.3. Нефтегазоностность олигоценовых отложений

Во многих скважинах наблюдаются притоки нефти или нефтепроявления, что говорит о региональной продуктивности данных отложений, где к настоящему времени было разведано более 15 месторождений.

Первая нефть из олигоцена была получена на Бенойской (1930 г.), Озек-Суатской, Карабулакской (1952 г.), Ачикулакской (1953 г.) площадях. Хотя дебит нефти достигал 400 м3/сут широкие поисковые работы не проводились, что связано со сложностью изучения залежей неантиклинального типа сложенных кремнисто-карбонатно-глинистыми отложениями.

На Прасковейской площади в скважине 72 получен дебит нефти 0,7 м3/сут (2653-2593 м), в скважине 4 Южной площади интервал 2300-2312 м характеризуется дебитом 20 м3/сут, а на Журавской площадь в скважине 62 дебит составил 104 м3/сут (2113-2125 м). Однако скважины 29, 27, 26 характеризуются отсутствием существенных притоков нефти, хотя находятся поблизости от скважины 62, что указывает на значительную неоднородность отложений.

Продуктивность олигоценовых отложений на Журавской, Воробьевской, Советской, Пашолкинской, Южно-Спасской и Моздокской площадях связана с разуплотнёнными породами баталпашинской и верхней части хадумской свит. На Моздокской площади в процессе бурения отмечались интенсивные нефтепроявления. Скважина №1 кратковременно фонтанировала нефтью и газом с дебитом 96 м3/сут (интервал 3638-3671 м). На Советской площади получены промышленные притоки нефти около 25 м3/сут из подреперных слоев баталпашинской свиты и верхней части хадума.

Для Озек-Суатского, Южного, Ачикулакского, Лесного месторождений нефтегазоностность связана с нижней и верхней частями хадумской свиты. На территории Прикумской системы поднятий и зоны Манычских прогибов нефтегазоностность связана со средней частью хадумской свиты, над и под остракодовым пластом. В пределах Ногайской ступени нефтеносность олигоценовых отложений установлена на Архангельской площади. Нефтепроявления и признаки нефти отмечались на Сизовской площади. О региональной нефтегазоносности олигоценовых отложений Терско-Каспийского прогиба можно судить по многочисленным нефтегазопроявлениям и промышленным притокам в скважинах.

Выводы к главе 1

Одной из старейших нефтегазоносных провинций России является Центральное и Восточное Предкавказье. На ее территории выделяются следующие основные тектонические

элементы: Ставропольский свод, Восточно-Ставропольская впадина, зона Маныческих прогибов, Прикумская система поднятий и Терско-Каспийский передовой прогиб.

Основные запасы нефти и газа здесь сосредоточены в мезозойском комплексе и представлены традиционными трещинно-поровыми коллекторами в терригенных и карбонатных породах. Естественное сокращение запасов в данных отложениях делает актуальным проблему поиска и освоения нетрадиционных залежей в данном регионе. К таким отложениям можно отнести породы хадумской и кумско-керестинской свиты, распространенные по всей территории Предкавказья. Глубина залегания исследуемых отложений изменяется в больших пределах, погружаясь на востоке до 5000 и более метров. Общая толщина хадумской свиты изменяется от 15 м у Каспийского моря до 80 м на границе со Ставропольским сводом. Толщина кумско-керестинской свиты изменяется от 10 м до 70 м в районе Восточно-Ставропольской впадины.

Основные исследования и разработка месторождений в данных отложениях происходила в 70-80 годах. Значительная часть нефтяных месторождений в палеогеновых отложениях расположены в центральной части района исследования, где промышленные притоки были получены при освоении следующих месторождений: Ачикулакского (1953), Воробьевского (1983), Журавского (1981), Карабулакского (1952), Советского (1985), Озек-Суатского (1953) и других. В последующие годы активность исследований изучаемых отложений существенно уменьшились, поскольку традиционные методы разработки с использованием вертикальных скважин позволяли получать нефть в зонах развития интенсивной естественной трещиноватости в течение ограниченного периода времени. Незначительный объем современных геолого-геофизических исследований нетрадиционных коллекторов палеогеновых отложений Центрального и Восточного Предкавказья затрудняет формирование литолого-петрофизических критериев выделения перспективных объектов в данных отложениях.

2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ КРИТЕРИЕВ ПЕРСПЕКТИВНОСТИ НЕТРАДИЦИОННЫХ КОЛЛЕКТОРОВ

2.1. Свойства нетрадиционных коллекторов кремнисто-карбонатно-глинистых формаций Северной Америки

Увеличение интереса к нетрадиционным коллекторам в последнее десятилетие связано с промышленным освоением кремнисто-карбонатно-глинистых отложений, позволившее нарастать добычу нефти и газа в Северной Америке и давшее начало появлению термина «сланцевая революция». Первоначально существовало мнение, что стратегия разработки нетрадиционных коллекторов должна строиться на равномерном разбуривании месторождения или бурении скважин в случайно выбранных местах, поскольку исходили из представлений об «однородности» этих пород, а комплексные геолого-геофизические исследования были малоэффективны. В последующем было установлено, что при проведении ГРП основной вклад в общую добычу вносили около 50% интервалов от общей длины горизонтальной секции скважины, что говорит о неоднородности карбонатно-кремнисто-глинистых отложений [50]. Шуенемейер и Гаутиер [59] проанализировали производственные затраты между бурением скважин в пластах Баккен и Три Форкс на основе комплексного подхода и без, показав необходимость комплексирования различных геолого-геофизических исследований при прогнозе перспективных зон.

Продуктивность нетрадиционных коллекторов зависит от стратиграфии, тектоники, геохимии, минералогии, литологии, структуры порового пространства отложений и их связности, естественной трещиноватости, механических свойств горных пород, режима напряжений, хрупкости и т. д. Все это необходимо учитывать при бурении горизонтальных скважин и проведения ГРП. Ниже будут рассмотрены основные параметры и свойства нетрадиционных коллекторов, влияющие на их продуктивность.

2.1.1. Минеральный состав

Карбонатно-кремнисто-глинистые коллектора характеризуются тремя доминирующими минеральными компонентами - кремнеземом, карбонатами и глинистыми минералами. Минеральный состав основных нетрадиционных коллекторов Северной Америки показан на Рисунок 2-1. Эти отложения содержат достаточно мало глинистой компоненты в своем составе, но при этом могут характеризоваться разнообразным минеральным и литологическим составом.

Карбонатная

о л100

Баккен

60

Будфорд /

100

о

Кремнистая 0 ]0 2о / во 40 / 50 60 70 во эо юо Глинистая Вольфкамп Барнетт

Рисунок 2-1 Минеральный состав основных нетрадиционных коллекторов Северной Америки

([49] с изменениями)

Для нетрадиционных коллекторов характерна как вертикальная, так и горизонтальная неоднородность отложений. На Рисунок 2-2 показан пример такой неоднородности пород месторождений Барнетт и Игл Форд. Для исследуемых пород комплексное исследование минералогического состава, стратиграфии и неоднородности имеет значительное влияние на проектирование и проведение ГРП [63]. Карбонатные минералы целесообразно разделить на кальцит и доломит, это важно для правильного расчета хрупкости породы. Для более точной оценки коллекторских свойств глинистые минералы желательно дополнительно разделять на компоненты, такие как иллит, хлорит и смектит. Например, смектит может вызывать разбухание, что приводит к понижению эффективности ГРП.

2.1.2. Геохимические свойства

Оценка геохимических свойств нетрадиционных коллекторов включает в себя анализ содержания общего органического углерода (Сорг), качества (например, водородный индекс) и зрелости органического вещества (Ттах или отражательной способности витринита) [64].

Перечисленные выше свойства используются для определения генерационного потенциала и типа образующихся углеводородов.

Глинистые породы с содержанием Сорг более 1% относятся к богатым, а более 3% к очень богатым [20; 52]. Многие нетрадиционные коллектора содержат кероген II типа (при пиролизе образуется нефть) или кероген II / III типа (при пиролизе образуется нефть/газ). Зрелость органического вещества, измеренная по отражательной способности витринита ^о), обычно составляет 0,6-0,9% Яо для нефти и более 1,1% Ro для газа [2; 51].

Рисунок 2-2 а) Стратиграфия отложений Барнетт и прилегающих к ним свит ([66] с изменениями) б-е) строение отложений Барнетт [64] б) керн, показывающий параллельную слоистость в) шлиф взятый из отложений на рисунке б г) керн показывающий слоистость отложений д) поверхность микроразмыва е) поперечное напластование

Геохимические биомаркеры являются полезными индикаторами для определения кислородных или бескислородных условий в донных водах. Стераны можно использовать для дифференциации исходного органического материала по происхождению на морское или наземное. Присутствие гаммацерена в отложениях указывает на повышенную соленость воды, в которой накапливалось органическое вещество [53]. Эукариотические биомаркеры в извлекаемой части пород могут являться индикаторами палеосреды. Например, верхняя, более

богатая кварцем, часть отложений Вудфорд характеризуется более высокими концентрациями эукариотических биомаркеров (таких как стераны С29), чем нижняя, состоящая преимущественно из глинистых минералов с высоким содержанием органического вещества. Это указывает на то, что отложения верхней части разреза накапливались в насыщенных кислородом водах, а нижней в бескислородных условиях [64].

Для определения количества извлекаемого органического вещества в породе, свободного углеводорода (пик S1), остаточного керогена (пик S2) и других параметров широко используется метод ROCK-EVAL. Эти данные можно использовать и для оценки запасов «сланцевой» нефти. Пики S1 + S2, нормированные на содержание ТОС, дают параметр, который называется остаточным углеводородным потенциалом. В отложениях, которые имеют схожую историю осадконакопления и не сильно разделены стратиграфически, изменения в S1 и S2 отражают количество сохранившегося органического вещества. В бескислородных условиях будет сохраняться больше органического вещества, что приводит к увеличению значений пика S2. Таким образом, рассчитанное значение остаточного углеводородного потенциала будет больше для отложений, формировавшихся в бескислородных условиях, чем для отложений, формировавшихся в кислородных условиях. Например, для отложений Барнетт систематические колебания интервалов с низким остаточным углеводородным потенциалом (приблизительно 1,31,5) и высоким (1,6-2,2) соответствуют кривой изменения относительного уровня моря [61].

2.1.3. Пустотное пространство

Определение характеристики пустотного пространства является важной задачей при оценке коллекторских свойств как для традиционных, так и для нетрадиционных коллекторов, поскольку поры представляют собой емкость для хранения углеводородных ресурсов. В глинистых отложениях большую роль в объеме порового пространства играют межслоевые пустоты, как между глинистой и неглинистой компонентой, так и между прослоями одной компоненты [26]. В богатых органическим веществом коллекторах часто играет важную роль пористость, связанная с керогеном [8; 45]. Таким образом, общая пористость отложений может характеризоваться высокой корреляций с содержанием органического вещества [24; 46]. Преобразование керогена в углеводороды приводит к возникновению и дальнейшему увеличению объема пор, которые могут образовывать связанную между собой сеть, что объясняет связь содержания органического вещества с проницаемостью.

Общая пористость представляет собой поровое пространство в минеральной матрице и керогене (если он присутствует), в том числе, пространство, занимаемое углеводородами, водой в глинистой матрице, подвижной и капиллярно-связанной водой. К эффективной пористости

обычно относят всю пористость за исключением пор с водой, связанной с глинистыми минералами (Рисунок 2-3).

Рисунок 2-3 Иллюстрация пустотного пространства и других компонентов кремнисто-карбонатно-глинистых отложений ([34], с изменениями)

Определение пористости по керновым данным в глинистых коллекторах обычно затруднено из-за очень мелких пор и присутствия смектита, который содержит воду между слойками. Наблюдаются значительные отклонения в количественной оценке пористости в глинистых отложениях в различных лабораториях из-за разных способов определения пористости, а также условий измерения. Также пористость, измеренная в отсутствие пластового давления, обычно отличается от пористости в пластовых условиях, что сильно влияет на оценку насыщенности углеводородами и подсчета геологических ресурсов [51].

В нетрадиционных коллекторах поровое пространство, тип керогена и зрелость органического вещества влияет на проницаемость. При этом связанность пор в таких системах остается низкой и для эффективной разработки кремнисто-карбонатно-глинистых отложений необходимо наличие естественной трещиноватости или проведение ГРП [70].

2.1.4. Геомеханические свойства

Геомеханические параметры пород имеют большое влияние на эффективность проведения ГРП, разработку месторождений и оценку перспективности нетрадиционных коллекторов в кремнисто-карбонатно-глинистых отложениях [30; 31; 69].

Тип и количество глинистых минералов являются важными параметрами при определении геомеханических свойств, поскольку они связаны с хрупкостью породы [65]. Породы с высоким содержанием кремнистой компоненты в своём составе характеризуются высокой хрупкость [42]. Карбонатные породы обычно относят к умеренно хрупким, при этом известняк определяют как

менее хрупкий минерал, чем доломит [68]. При увеличении глинистости отложений они становятся более пластичными и меньше подходят для проведения ГРП. Хрупкие породы характеризуются низкими значениями коэффициента Пуассона и высокими значениями модуля Юнга. Например, отложения Барнетт считаются хрупкими, поскольку они богаты кремнеземом, имеют высокий модуль Юнга и низкий коэффициент Пуассона [44]. На трещиноватость также влияет слоистость, где границы слоев являются естественными ослабленными зонами при ГРП, влияя на высоту трещин гидроразрыва [32].

Горизонтальные и вертикальные напряжения влияют на такие характеристики геометрии трещин ГРП как длина, высота и распространение трещин [39]. Чем сильнее различаются значения минимальных горизонтальных напряжений между отложениями, где проводится ГРП с выше, и нижележащими породами, тем большей протяженности будут новообразованные трещины (Рисунок 2-4А). Влияние анизотропии горизонтальных напряжений на геометрию, направление и длину трещин ГРП иллюстрируется на Рисунок 2-4Б. При проведении ГРП анизотропия горизонтальных напряжений приводит к образованию вытянутых трещин по направлению простирания максимального горизонтального напряжения. При малом различие горизонтальных напряжений создается комплексная сеть трещин ГРП, характеризующаяся меньшей длиной самих трещин, но большей площадью их распространения.

Рисунок 2-4 Влияние напряжения и механических свойств на геометрию трещины гидроразрыва а) Влияние минимального горизонтального напряжения на длину трещины б) Влияние анизотропии напряжений на рост трещин ГРП ([58] с изменениями)

2.1.5. Пластовое давление

На добычу углеводородов из нетрадиционных коллекторов большое влияние оказывают пластовые давления. Аномально высокое пластовое давление (АВПД) является важным

фактором при разработке нетрадиционных коллекторов [48]. Его образование связано с гидростатической изоляцией пустотного пространства, что может быть вызвано литологией, низкой пористостью и проницаемостью отложений, а также низкой связанностью пор, трещин или разломов. Другими факторами, которые могут вызвать образование аномального давления, является зрелость керогена и тектоническое воздействие. Когда нефтематеринская порода генерирует большое количество углеводородов в низко пористых породах, флюид не может составсвободно мигрировать, что приводит к увеличению давления в отложениях.

Прогнозирование порового давления важно при бурении горизонтальных скважин, потому что точный прогноз порового давления позволяет уменьшить воздействие неблагоприятных пластовых условий на ствол скважины и избежать аварий и осложнений при бурении [72]. Однако, поровое давление достаточно трудно измерить и оценить, особенно для нетрадиционных коллекторов из-за их низкой пористости и проницаемости. В некоторых случаях оно может быть смоделировано с использованием физики горных пород по данным каротажа и сейсмических скоростей [27; 57].

2.2. Сравнение свойств исследуемых отложений с обобщенными критериями продуктивности залежей сланцевых нефтей

2.2.1. Литолого-минеральный состав отложений

Литологический состав нетрадиционных коллекторов палеогена Центрального и Восточного Предкавказья характеризуется сильной изменчивостью по разрезу от известняков кумско-керестинской свиты к тонкослоистым кремнисто-карбонатно-глинистым породам хадумской свиты [18; 19].

На основе анализа и обработки данных литологического исследования керна [15; 16] был составлен график соотношения различных литотипов пород в пределах изучаемого разреза (Рисунок 2-5). На нем видно, что основными литотипами, встречающимися в отложениях надреперной части баталпашинской свиты (^_2) являются аргиллиты тонкослоистые (59,7%) и аргиллиты (33,3%). В подреперной части баталпашинской свиты (Ш:_1) преобладают аргиллиты тонкослоистые (82%). Нижележащий горизонт морозкиной балки хадумской свиты (Chd_3) состоит в основном из аргиллитов тонкослоистых (63,6%), аргиллитов известковых (15,1%) и карбонатно-глинистых пород (12,1%). Ниже по разрезу наблюдается дальнейшее увеличение карбонатной составляющей в исследуемых отложений. Литологический состав пород в пшехском горизонте хадумской свиты (Chd_1) в основном представлен аргиллитами тонкослоистыми известковистыми (47,8%) и карбонатно-глинистыми породами (39,1%).

Отложения кумско-керестинской свиты более однородны по своему составу по сравнению с хадумской и баталпашинской. В ее разрезе выделяются два основных литотипа: битуминозные карбонатные породы и известняки. Верхняя часть разреза характеризуется повышенным содержанием Сорг, значения которого доходят до 6,5%. В свою очередь нижняя часть разреза представлена известняками, которые характеризуются низкой глинистостью и содержания Сорг.

Таким образом, вниз по разрезу наблюдается увеличение количества литотипов, характеризующихся содержанием карбонатной составляющей. Хадумская свита представлена переслаиванием аргиллитов разной степени кремнистости и известковистости, а керестинская свита сложена известняками.

■ Карбонатно-глинистые породы

Аргиллиты тонкослоистые известковистые Аргиллиты тонкослоистые

■ Аргиллиты Аргиллиты известковые

■ Ал евро-глин истые породы

■ Известняки битуминозные

■ Известняки

Рисунок 2-5 Соотношение различных литотипов пород в пределах баталпашинской, хадумской и кумско-керестинских свит. Bt_2 - надреперная часть баталпашинской свиты, Bt_1-подреперная часть баталпашинской свиты, Chd_3 - горизонт морозкиной балки хадумской свиты, Chd_1 - пшехский горизонт хадумской свиты, Km - кумская свита, & - керестинская

свита

При сопоставлении минерального состава изучаемых свит с основными нефтепродуктивными сланцевыми формациями Северной Америки (Рисунок 2-6), можно отметить, что отложения кумско-керестинской свиты схожи по своему составу со свитами Ниобрара и Иглфорд. Отложения хадумской свиты характеризуются повышенным содержанием глинистой компоненты (гидрослюдистого состава с примесью карбонатного и кремнистого

материала), а органическое вещество концентрируется в горизонтальных линзах и прослоях. Такая высокая глинистость пород отличает их от большинства нефтепродуктивных сланцевых формаций Северной Америки. При этом отложения пшехского горизонта по-своему минеральному составу можно сравнить с отложениями Ниобрара и Марселлус. Минеральный состав горизонта морозкиной балки близок к минеральному составу пород Барнетт и Вудфорд.

Рисунок 2-6 Минеральный состав основных нетрадиционных коллекторов Северной Америки и

Восточного и Центрального Предкавказья

2.2.2. Геохимическая характеристика

Отложения нетрадиционных коллекторов палеогенового возраста Центрального и Восточного Предкавказья накапливались в глубоководных условиях с низким содержанием кислорода и с ограниченной циркуляцией воды, что благоприятно сказалось на аккумуляции и сохранении повышенного количества ОВ. Ниже показан анализ геохимических параметров, полученных с помощью методики Rock-Eval [15] в различных стратиграфических зонах.

Одним из основных параметров, определяющих перспективность нефтематеринских отложений и нетрадиционных коллекторов, является содержание общего органического углерода (Сорг) в породе.

В пшехском горизонте хадумской свиты среднее содержание общего органического углерода в породах (Сорг) нижнего хадума равно 2,5 % от массы (Рисунок 2-7). Диапазон изменения значений очень большой от 0,11 до 7,47 % от массы. Но основной объем значений попадает в диапазон от 1,37 % до 3,5 %. Это соответствует классу богатых (1-3 %) и очень богатых (более 3 %) нефтематеринских пород.

Для горизонта морозкиной балки хадумской свиты Сорг равно 3,02 % от массы. Диапазон изменения значений - от 1,5 до 6,51 % от массы, что существенно ниже, чем в пшехском горизонте. Большинство значений попадает в диапазон от 1,56 до 3,05 %. Это соответствует классу хороших или богатых (1-3 %) нефтематеринских пород.

Рисунок 2-7 Среднее содержание общего органического углерода в породе (Сорг) в процентах от

массы в различных стратиграфических зонах

В подреперном пласте баталпашинской свиты Сорг падает до 1,36 % Диапазон изменения значений - от 0,1 до 5,38 % от массы. Большинство значений находиться в области значений от 0,62 до 1,8 % от массы. Это соответствует классу удовлетворительных (0,5-1 %) и хороших (1-3 %) нефтематеринских пород.

Для надреперной части баталпашиской свиты среднее содержание общего органического углерода равно 0,79 %. Диапазон изменения значений - от 0,03 до 4,80 % от массы, остаётся достаточно высоким. Большинство значений попадает в диапазон от 0,33 до 0,97 % от массы. Это

соответствует классу удовлетворительных (0,5-1 %) и бедных (0,2-0.5 %) нефтематеринских пород.

В кумской свите Сорг равно 2,29 %. Диапазон изменения значений - от 0,26 до 5,94 % от массы, оставаясь достаточно высоким, как и в хадумской свите. Данные отложения можно отнести к классу хороших или богатых (1-3 %) нефтематеринских пород.

В пределах нижележащей керестинской свиты среднее содержание общего органического углерода равно 0,15 %. Диапазон изменения значений - от 0,1 до 0,24 % от массы, намного ниже, чем в кумской и хадумской свите. Это относит данные отложения к классу бедных (0,2-0,5 %) нефтематеринских пород.

Определяемый методом пиролиза пик S1 характеризует содержание свободных углеводородов при температурах до 3000 оС.

В пшехском горизонте хадумской свиты значение пика S1 равно 1,11 мг УВ/г породы (Рисунок 2-8). Его значения изменяются от 0,23 до 3,87 мг УВ/г породы. Большая часть образцов соответствует значению более 0,57 мг УВ/г породы, что характеризует их как хорошие (1-2 мг УВ/г породы) или удовлетворительные (0,5-1 мг УВ/г) породы.

Рисунок 2-8 Пик S1 мг УВ/г породы в различных стратиграфических зонах.

Для горизонта Морозкиной балки хадумской свиты среднее значение пика S1 равно 1,24 мг УВ/г породы. Диапазон изменений значений - от 0,23 до 3,38 мг УВ/г породы. Значительная часть

образцов соответствует диапазону значений от 0,71 до 1,73 мг УВ/г породы, что характеризует их как хорошие (1-2 мг УВ/г породы) или удовлетворительные (0,5-1 мг УВ/г породы).

В подреперном пласте баталпашинской свиты среднее значение пика S1 падает до 0,46 мг УВ/г породы, что примерно в два раза меньше, чем в хадумской свите. Диапазон изменений значений - от 0,03 до 1,32 мг УВ/г породы. Значительная часть образцов соответствуют диапазону значений от 0,15 до 0,69 мг УВ/г породы, что характеризует их как бедные (0,1-0,5 мг УВ/г породы) или удовлетворительные (0,5-1 мг УВ/г) породы.

Для надреперной части баталпашиской свиты среднее значения пика S1 равно 0,12 мг УВ/г породы, что является очень низким. Диапазон изменений значений - от 0,01 до 1,06 мг УВ/г породы. Значительная часть образцов соответствуют диапазону значений от 0,01 до 0,12 мг УВ/г породы, что характеризует их как очень бедные (менее 0,1 мг УВ/г породы).

В кумской свите среднее значение пика S1 составляет 1,28 мг УВ/г породы. Диапазон изменений значений - от 0,23 до 1,88 мг УВ/г породы, что позволяет отнести их к хорошим (0,51 мг УВ/г породы) или удовлетворительным (1-2 мг УВ/г породы).

В пределах нижележащей керестинской свиты среднее значение пика S1 равно 0,09 мг УВ/г породы. Диапазон изменений значений - от 0,06 до 0,12 мг УВ/г породы, что позволяет охарактеризовать их как очень бедные (менее 0,1 мг УВ/г породы).

Получаемый при пиролизе пик S2 показывает содержание углеводородов, которые кероген может еще произвести при температурах от 3000оС до 6000оС в процессе последующей эволюции.

Средние значения пика S2 в пределах пшехского горизонта хадумской свиты находятся на уровне 7,43 мг УВ/г породы (Рисунок 2-9). Данный геохимический показатель сильно изменяется в пределах данного горизонта - от 0,49 до 13,73 мг УВ/г породы, что характеризует их как удовлетворительные (2,5-6 мг УВ/г породы) или хорошие (6-20 мг УВ/г породы).

Для горизонта морозкиной балки хадумской свиты среднее значение пика S2 равно 12,7 мг УВ/г породы и характеризуется сильной изменчивостью от 0,72 до 41,22 мг УВ/г породы. Значительная часть образцов соответствует диапазону изменений значений от 5,04 до 14,86 мг УВ/г породы, что характеризует их как удовлетворительные (2,5-6 мг УВ/г породы) или хорошие (6-20 мг УВ/г породы).

В подреперном пласте баталпашинской свиты средние значения пика S2 равно 3,58 мг УВ/г породы. Данный геохимический показатель сильно изменяется - от 0,09 до 15,26 мг УВ/г породы. Значительная часть образцов соответствует диапазону изменений значений от 0,65 до 4,24 мг УВ/г породы, что характеризует их как удовлетворительные (2,5-6 мг УВ/г породы) или плохие (0,2-2,5 мг УВ/г породы).

Рисунок 2-9 Пик S2, мг УВ/г породы в различных стратиграфических зонах

Для надреперной части баталпашиской свиты средние значение пика S2 равно 0,44 мг УВ/г породы. Диапазон изменений значений - от 0,05 до 6,7 мг УВ/г породы. Абсолютное большинство образцов имеют значения S2 менее 1,52 мг УВ/г породы, что характеризует их как очень бедные (менее 0,2 мг УВ/г породы).

В кумской свите средние значение пика S2 равно 9,15 мг УВ/г породы. Диапазон изменений значений - от 2,15 до 11,2 мг УВ/г породы, что характеризует их как удовлетворительные (2,5-6 мг УВ/г породы) или хорошие (6-20 мг УВ/г породы).

В пределах нижележащей керестинской свиты среднее значение пика S2 находится на уровне 0,26 мг УВ/г породы, что характеризует их как очень бедные (менее 0,2 мг УВ/г породы).

Степень катагенетической преобразованности отложений, как правило, определяется по отражательной способности витринита, которая показывает зрелость органического вещества нефте-газоматеринской породы [6; 12]. Однако общепринятая методика изучения катагенетических изменений органического вещества углепетрографическим методом в изучаемых породах показывает низкую достоверность получаемых результатов, так как включения витринита встречаются в крайнем малом количестве или вовсе отсутствуют. В связи с этим, для определения зрелости органического вещества использовались значения Ттах, определенные пиролитическим методом. Значения Ттах для хадумских и кумско-керестинских отложений варьируют в пределах от 327 до 471 °С, что указывает, что в настоящее время

нетрадиционные коллекторы палеогеновых отложений Центрального и Восточного Предкавказья достигли «нефтяного окна».

2.2.3. Структура пустотного пространства

В матрице нетрадиционных коллекторов Центрального и Восточного Предкавказья встречаются различные виды пустот:

1. Микротрещины

2. Изометричные поры в глинистой массе

3. Межслоевые поры в глинистой массе

4. Микропоры в карбонатной массе

5. Щелевидные пустоты

Пустотное пространство в исследуемых отложениях связано с минеральным составом пород и их текстурно-структурными особенностями [13; 14]. Кремнисто-карбонатно-глинистые породы, которые преобладают в разрезе горизонта Морозкиной балки хадумской свиты, характеризуются преобладанием вытянутых межслоевых пустот и щелевидных пустот (Рисунок 2-10). В более карбонатных отложениях Пшехского горизонта встречаются в основном щелевидные пустоты, также, в линзах и прослоях карбонатного материала находятся микропоры. В битуминозных карбонатных отложениях кумско-керестинской свиты отмечаются изометричные пустоты размером от 0,5 до 9 мкм и межслоевые пустоты, размер которых идентичен данному типу пор в хадумских отложениях. При увеличении объема карбонатного материала уменьшается степень анизотропии пустотного пространства [19].

Связанность пустотного пространства слабая или отсутствует, что негативно влияет на проницаемость матрицы исследуемых отложений. В этих условиях трещиноватость вносит основной вклад в проницаемость. Керн из пробуренных скважин подтверждает наличие субвертикальной и субгоризонтальной трещиноватости (Рисунок 2-11). В естественных обнажениях породы хадумской свиты характеризуются сильной вертикальной трещиноватостью, по которой происходит их разрушение.

Керн Щелевидные пустоты

щ

9

>М1 ' ' ' Г* ф «

Зшнб с преобладание., ^невидных пус

4- *

/ ДО

> Г 1

V

V /

/ * 4

/ РИЁ ^ОКЭ

V

из-ометрйчных г * I ^^ " >

ВЕБ ЗОкУ

йиЬкт Цтуег5^у_АШ:1роуа_Ми51кЫп

V "тот Щ

х850 20 нт ~~

Рисунок 2-10 Характеристика пустотного пространства пород хадумской свиты [17]

Рисунок 2-11 Характеристика пустотного пространства пород кумско-керестинской свиты [17]

Матрица исследуемых пород насыщена водой, а нефть содержится в трещинах и щелевидном пустотном пространстве (Рисунок 2-12). Количество воды в матрице породы, по данным естественной сушки образца керна на воздухе, составляет порядка 64 % от общего объема пор. Это говорит о том, что почти все поровое пространство матрицы породы занято свободной или адсорбированной водой. Лабораторные исследования с использованием центрифуги показали, что порядка 13 % воды, содержащейся в матрице породы, является подвижной, а 87 % - связанной [10].

Рисунок 2-12 Модель коллектора хадумской свиты [17]

2.3. Обобщенные критерии перспективности нетрадиционных коллекторов

При оценке перспективности отложений важен комплексный подход и анализ всей имеющейся информации от исследований керна до результатов интерпретации сейсмических данных. Исследования керна используются для калибровки петрофизических, геомеханических и фациальных свойств отложений [62]. Гидродинамические исследования и анализ добычи совместно с каротажными и сейсмическими данными используются для выбора мест бурения и оптимизации добычи [30; 33; 41].

На основе анализа различных исследований нетрадиционных коллекторов кремнисто-карбонатно-глинистых формаций Северной Америки [23; 64; 71; 74] были выделены наиболее важные параметры, определяющие их перспективность. Данные отложения характеризуются низкой пористостью и проницаемостью (размер пор до нано масштаба). Глубина залегания

пластов должна быть достаточно глубокой для поддержания пластового давления при разработке и оставаться экономически рентабельной для бурения горизонтальных скважин. Геохимические параметры определяют зрелость и содержание органического вещества в породе. Геомеханические свойства являются ключевыми параметрами при бурении, проведении гидроразрыва пласта и добычи углеводородов. Все эти характеристики отложений при увязке с сейсмическими данными позволяют выделять перспективные зоны для заложения скважин.

Вышеприведённые параметры имеют сложную взаимосвязь между собой, что затрудняет разработку методики прогнозирования перспективных объектов в нетрадиционных коллекторах. Например, резервуар с пористостью 10 % и ТОС 1 % может быть не так хорош, как резервуар с пористостью 5 % и ТОС 2 %, что усложняет выделение литолого-петрофизических критериев перспективности нетрадиционных коллекторов.

В Таблица 1 проводится сравнение свойств нетрадицонных коллекторов исследуемых отложений со свойствами кремнисто-карбонатно-глинистых отложений Северной Америки, а также выделены обобщённые критерии продуктивности нетрадиционных коллекторов. Нетрадиционные коллектора сравниваемых формаций в значительной степени схожи между собой. Это позволяет считать палеогеновые отложений Центрального и Восточного Предкавказья высокоперспективными.

Таблица 1 Сравнение свойств исследуемых отложений с обобщенными критериями продуктивности залежей сланцевых нефтей

Критерии Параметры Критические значения Значения (для палеогеновых отложений)

Геохимические Зрелость ОВ Нефть: 0.5 - 1.3 % Ro Газ: 1.3 - 2.6 % Ro 0.26 - 1.3 % Ro

Содержание ОВ > 2 % 0.1 - 7.5 %

Петрофизические Пористость > 4 % 0 - 14 %

Проницаемость > 0.001 мД 0.01 - 900 мД

Водонасыщенность < 45 % 67%

Набухание глин Низкая Низкая

Тектонические Глубина залегания отложений 900 - 3000 м 700 - 5000 м

Толщина > 30 м 20 - 150 м

Степень геологической неоднородности Вертикальная однородность Чем меньше, тем лучше Низкая

Горизонтальная однородность Непрерывные Непрерывные

Естественная трещиноватость Умеренная или высокая Умеренная

Литологические Минеральный состав Глинистой компоненты < 40 % 0 - 90 %

Геомеханические Модуль Юнга > 20 ГПа 7.5 - 41 ГПа

Коэффициент Пуассона < 0.25 0.2 - 0.4

Термобарические Пластовое давление АВПД предпочтительно АВПД

Пластовая температура > 110 Т 120 - 140 Т

Выводы к главе 2

На основе проведённого анализа свойств кремнисто-карбонатно-глинистых формаций Северной Америки были обобщены критерии перспективности нетрадиционных коллекторов данного типа. К петрофизическим критериям относится пористость более 4 %, проницаемость более 100 нДарси и водонасыщенность менее 45 %. К геохимическим критериям относится содержание органического вещества более 2 % и его зрелость: от 0,5 % до 1,3 % по отражающей способности витринита для нефти и от 1.3 до 2.6 для газа. К тектоническим критериям - глубина залегания отложений от 900 до 3000 метров, толщины отложений более 30 метров и умеренная или высокая естественная трещиноватость отложений. Минеральный состав пород должен характеризоваться содержанием глинистой компоненты менее 40 % и они должны иметь низкую способность к набуханию. К критерию степени геологической неоднородности относиться низкая вертикальная и высокая горизонтальная однородность. К геомеханическим критериям -модуль Юнга более 20 ГПа и коэффициент Пуассона менее 0,25. К термобарическим - высокие пластовые давления и пластовая температура более 110 оС.

Характеристика минерального состава исследуемых отложений показала, что они во многом схожи с кремнисто-карбонатно-глинистыми формациями Северной Америки. По данным пиролиза породы хадумской и кумской свиты относятся к богатым и очень богатым органическим веществом, что позволяет считать их нефтематеринскими. В хадумской свите продуктивные отложения связаны с тонкослоистыми кремнисто-карбонатными аргиллитами. В кумско-керестинской свите продуктивность связана с трещиноватыми известняками, характеризующимися разной степенью глинистости. Для пород хадумской свиты характерно развитие коллекторов порово-трещинного типа, в которых разрозненные щелевидные пустоты соединяются микротрещинами. Все это позволяет считать, что нетрадиционные коллектора палеогеновых отложений Центрального и Восточного Предкавказья можно отнести к высокоперспективным отложениям.

3. АНАЛИЗ ХРУПКОСТИ ПОРОД И ЕЕ СВЯЗИ С ПРОНИЦАЕМОСТЬЮ

Как показывает опыт разработки нетрадиционных коллекторов в США одним из важнейших параметров, влияющих на успешное проведение гидроразрыва пласта и последующую добычу углеводородов является хрупкость пород [37; 55; 73]. Горная энциклопедия [9] дает определение хрупкости как способность горной породы к разрушению без заметной пластической деформации. Хрупкость пород зависит от множества различных факторов, таких как, минеральный состав, слоистость, неоднородность пород, пористость, содержание органического вещества, температура, давление, микро трещиноватость и т. д. [68]. Данный параметр в значительной мере определяет формирование и сохранение природных трещин, создание и распространение искусственных трещин, а также их «заживление» со временем. Хрупкость пород является одним из важнейших факторов, которые необходимо учитывать при разработке нетрадиционных коллекторов. Однако определение хрупкости пород, а также способы ее количественной оценки, пока остаются сложными задачами.

3.1. Методы подсчета индекса хрупкости

Одним из методов оценки геомеханических свойств пород является индекс хрупкости (В1), который показывает насколько порода является "хрупкой" - устойчивой к разрушению, и, следовательно, обладает способностью к формированию комплексной системы трещин. Существуют различные способы его подсчета: изучение отношений напряжений к деформациям; с использованием модуля Юнга и коэффициента Пуассона; определение прочности на сжатие и растяжение; на основе изучения минерального состава пород, пористости и размера зерен; с использованием параметров Ламе и плотности [56].

Прямой оценкой хрупкости пород являются лабораторные исследования керна. Путем таких исследований как, например, трехосные испытания, получают статический индекс хрупкости. Динамический индекс хрупкости может быть получен по результатам интерпретации акустического и плотностного каротажа. Индексы хрупкости, вычисляемые по скважинным данным, делятся на три большие группы в зависимости от способа получения [49]:

• на основе упругих параметров,

• по объемной минералогической модели,

• из эмпирических зависимостей получаемым по кривым ГИС.

Существует большое количество формул для оценки хрупкости пород, но значительная их часть была получена в результате исследований формации Барнетт (Вашей). Поскольку не все

нетрадиционные коллекторы имеют похожие свойства и минеральный состав, встает вопрос об их универсальности. Применимость их дополнительно осложняется тем, что не во всех скважинах проводится необходимый комплекс ГИС, позволяющий осуществить расчеты индекса хрупкости.

Самая популярная зависимость (1), применяемая для определения индекса хрупкости на основе упругих свойств (Таблица 2), использует модуль Юнга (Е и коэффициент Пуассона (у) [37; 55]. Важным вопросом при оценке хрупкости по данной формуле является то, какие значения упругих модулей использовать в качестве минимальных и максимальных. Например, в работе Рикмана и др [55] для отложений формации Барнетт взяты следующие значения: Етах 55, Етт 7, Утах = 0,4, \тт = 0,15). Другие авторы [56] предлагают брать минимальное значение модуля Юнга равное нулю, а максимальное равное 83 ГПа, как у новакулита при измерении в нормальных условиях. В ряде случаев применяется упрощённый подход, основанный только на модуле Юнга (2, 5). Так же предлагается использовать для определения динамического индекса хрупкости параметры Ламе (3, 4, 8).

Таблица 2 Определение динамического индекса хрупкости на основе упругих параметров

Формула Примечание

п/ 1f Е- Emin i v— vmax \ /л \ B'el = Лр F + „ „ J (1) 2 птах nmin vmin vmax E - Модуль Юнга, v - коэффициент Пуассона max - максимальное значение, min - минимальное значение [37; 55]

В1в2 = БТ (2) Ьтах cmin [37]

В1ез = ^ (3) Л - первый параметр Ламе ц - второй параметр Ламе [38]

p BIe4 = J (4) [29]

BleS = Ep (5) р - плотность [60]

P Blee = f (6) [47]

Biel = ^ (7) [67]

BIe8= ^ (8) K - объемный модуль упругости [40]

Как было ранее показано, литология оказывает существенное влияние на хрупкость пород, что позволяет рассчитывать динамический индекс хрупкости используя объемную модель минерального состава пород. Были предложены различные формулы для оценки динамического индекса хрупкости по массовой доле минералов в общем составе породы, получаемых по данным исследований керна или интерпретации каротажных кривых (Таблица 3). Однако значительная их часть относится к породам, полученным при исследованиях формации Барнетт.

Таблица 3 Определение динамического индекса хрупкости по минеральному составу пород

Формула Примечание

Qz Qz -кварц, Carb - карбонаты, Clay - глины

BIm1 — Qz + Carb + Clay (9) [42]

Qz + Dol Dol - доломит, Cal - кальцит, TOC - Сорг

BIm2 = Qz + Dol + Cal + Clay + TOC (10) [68]

Qz+ Cal + Dol

В1т3 = Qz + Dol + Cal + Clay + TOC (11) [36]

Qz + Fs + Mica + Carb Fs - полевой шпат, Mica - слюда

= -T^l- (12) [43]

Qz + Fs + Pv 1 Py-пирит

qj = i 09______+ _ (13)

m5 ' Qz + Fs + Py + Dol + Cal + Clay 8.8 ( J [25]

Qz + Fs + Pr Phit - общая пористость

gj = _2_ (14)

m6 Qz+ Fs + Pr+(05(Dol +Cal) + Phit y J [56]

Qz + Dol + Cal

BIm7 = Qz + Dol + Cal + Clay + TOC + Phit (15) [49]

Qz + Fs + Mica + Carb BIm8 = Total + Phit (16)

[49]

BI™a —

F

sb

FSb + Fwd

(17)

Fsb - содержание хрупких минералов Fwd - содержание пластичных минералов [56]

n —

wsbPsb

wsbFsb + wcbFcb + wwdFwd + WpV

(18)

Fcb - содержание карбонатов, w -весовой коэффициент (от 0 до 1), ф - пористость [56]

аЬМ, + аЬМп + ■■■ M - минерал, a - коэффициент

— _1_2_ (19)

abMi+ abM2 + аЬМ3 + ■■■ хрупкости, b - содержание минерала [28]

Формулы для определения индекса хрупкости по минеральному составу используют схожий подход - содержание хрупких минералов выводится в числитель, а содержание пластичных и хрупких минералов в знаменатель:

МЬ1 + МЬ2 + -

В1т = ------(20)

т МЬ1 + МЬ2 + Mdl + Md2 + - ( )

где, BIm - индекс хрупкости, рассчитываемый по минеральному составу, Mb - содержание хрупкого минерала, а Md - содержание пластичного минерала в породе.

Основным различием в формулах для подсчета индекса хрупкости данным методом является то, какие минералы авторы относят к хрупким, а какие - к пластичным. К хрупким минералам относятся кварц, доломит, кальцит, полевой шпат, слюда и пирит. Некоторые авторы карбонатные минералы часто относят к менее хрупким (9, 13, 14). Глинистые минералы и органическое вещество являются нехрупкими компонентами. Поскольку пористость влияет на прочность породы, она также учитывается в ряде формул (14, 15, 16, 18) в знаменателе. Все это приводит к неоднозначности оценки индекса хрупкости по минеральному составу пород.

Другая проблема данного способа связана с тем, что массовая доля минерала является лишь одним из параметров, которые влияют на хрупкость породы. Две породы с одинаковым минералогическим составом могут иметь разные значения хрупкости. Некоторые авторы [28; 56] пытаются это компенсировать, умножая каждый минерал на определенный коэффициент, который учитывает механические свойства, текстуру и другие факторы, которые могут влиять на хрупкость. Но подбор таких коэффициентов является сложной и неоднозначной задачей.

Третий способ оценки динамического индекса хрупкости базируется на изучении связи между индексом хрупкости и каротажными кривыми, такими как нейтронный и акустический каротаж. Данные зависимости основаны на том, что пористость оказывает значительное влияние на прочность и поведение породы при деформации [43]. В Таблица 4 приведены формулы, полученные при анализе формаций Вудфорд, Барнетт и Игл-Форд, а также обобщённая зависимость. Данные формулы позволяют произвести оценку динамического индекса хрупкости, когда доступен ограниченный объем каротажных кривых. Для нетрадиционных коллекторов других формаций их следует применять с большой осторожностью, только если свойства исследуемых отложений схожи с эталонными отложениями, для которых рассчитывалась корреляция. В противном случае для изучаемых отложений необходимо разработать новые корреляционные зависимости.

Таблица 4 Определение динамического индекса хрупкости на основе каротажных кривых

акустического и нейтронного метода

Формула Примечание

В1ц = -1.5314 МРН1 + 0.8575 (21) Разработано для отложений Вудфорд ЫРНI - нейтронная пористость

В112 = ---0.012 БТС + 1.4921 (22) ЭТО - акустический каротаж [43]

В!а = -1.4956 МРН1 + 0.9763 (23) Разработано для отложений Барнетт

В1и = -0.01104 БТС + 1.4941 (24) [43]

В1я = -2.3115 ЫРН1+ 1.0104 (25) Разработано для отложений Игл-Форд

ВПб = = -0.0116 БТС + 1.623 (26) [43]

В!ц = -1.8748 МРН1 + 0.9679 (27) Разработано на основе обобщения

В1т = -0.0142 БТС + 1.7439 (28) зависимостей для всех отложений [43]

3.2. Анализ хрупкости пород и ее связь со свойствами исследуемых

отложений

Изучение хрупкости нетрадиционных коллекторов палеогеновых отложений Центрального и Восточного Предкавказья проводилось с использованием данных интерпретации широкополосной акустики и микроимиджера удельного электрического сопротивления. Для верификации различных методов оценки хрупкости пород применялась кривая проницаемости и коэффициента анизотропии, показывающая количество вертикально направленных трещин.

3.2.1. Связь проницаемости с динамическим индексом хрупкости по минеральному

составу

На первом этапе рассчитывались динамические индексы хрупкости по минеральному составу отложений, полученные путем интерпретации данных ГИС. Хрупкость пород сравнивалась со значениями проницаемости в интервалах с проницаемостью более 0.01 мД. На основе полученных зависимостей и коэффициента корреляции определялась возможность применения данных формул для изучаемого разреза. На Рисунок 3-1 показаны графики зависимостей между динамическим индексом хрупкости и проницаемостью и приведены

значения коэффициента корреляции между ними. Динамический индекс хрупкости на основе минерального состава имеет низкую корреляцию с проницаемостью (от -0,24 и до 0,36), что затрудняет использование данного метода для количественного определения хрупкости пород. Так же на графиках, где используются формулы (9, 10, 13, 14), которые не учитывают карбонатные минералы как пластичные, динамический индекс хрупкости характеризуется отрицательным коэффициентом корреляции с проницаемостью, в отличие от формул (11, 12, 15, 16), в которых карбонатная компонента считается хрупкой. При определении хрупкости по минеральному составу палеогеновых отложений Центрального и Восточного Предкавказья необходимо учитывать карбонатную компоненту как хрупкую. При этом полученные оценки характеризуются низкими значениями коэффициента корреляции, что позволяет разделить породы на хрупкие и не хрупкие только на качественном уровне.