Новое на портале

Посетители портала:

Всего просмотров страниц: 807458

из них:

265 за сегодня.

Всего на сайте побывало 109431 посетителей. 83 из них посетили сайт сегодня.

Посетителей в онлайн: 0

Месторождения нефти и газа

Месторождения нефти и газа

Нефтяная промышленность на Кубани зародилась в 1864 году, когда впервые в России полковником Новосельцевым при бурении скважины на р.Кудако был получен открытый фонтан нефти из миоценовых отложений. До 1920 года осуществлялась хаотическая разведка, концентрировавшаяся вблизи случайных фонтанов, а добыча нефти составляла 2000 тонн в год. Следующий этап (1920-1941 г.г.) отмечен открытием многочисленных залежей в майкопских отложениях Нефтегорско-Хадыженского, Ильско-Холмского и Майкопских районов и ростом годовой добычи до 2,4 млн. тонн.

Третий этап (1945-1955 г.г.) связан с выявлением месторождений нефти в неглубоко залегающих отложениях неоген-палеогенового возраста южного борта Западно-Кубанского прогиба, в том числе крупнейшего на Кубани Анастасиевско-Троицкого нефтегазо-конденсатного месторождения, ввод которого позволил увеличить среднегодовую добычу нефти до 6,6-6,8 млн.т.

Для четвертого этапа (1956-1964 г.г.) характерно освоение запасов газа северных равнинных районов края. После введения в разработку Каневского, Старо-Минского, Ленинградского, Березанского и других месторождений добыча газа поднялась с 0,3 млрд.м3 в 1956 г. до 28 млрд.м3 в 1968-1969г.г.

Современный этап отмечен увеличением глубинности разведки и открытием мелких месторождений на глубинах более 5 км. В связи с выработанностью месторождений верхних горизонтов разреза и низкой эффективностью поисковых работ на нижних происходит постоянное снижение уровня добычи углеводородов, которое достигла в 1995 г. 1,52 млн.т. нефти. и 1,81 млрд.м3 газа. В целом по краю на 1995 год накопленная добыча нефти составила 220,02 млн.т., свободного газа 277,86 млрд.м3.

            Промышленная нефтегазоносность Краснодарского края определяется существованием многочисленных преимущественно мелких и средних по размерам нефтяных, газонефтяных, конденсатных и газовых залежей, связанных с широким стратиграфическим диапазоном осадочного разреза от неогена до триаса. Залежи приурочены к разнообразным морфогенетическим типам ловушек (структурным, литологическим, стратигра-фическим и комбинированным), располага-ющимся на глубинах от 700-1000 до 4500-5200 м.

            Основная добыча нефти сосредоточена в предгорной и южной половине равнинной области, причем северная часть края является преимущественно газоносной. Наиболее отработаны ресурсы Западно-Предкавказской области, характеризующейся при этом незначительной (12%) разведанностью. Значительно отработаны и достаточно разведаны (30,5%) ресурсы углеводородов неогеновых и палеогеновых образований (до глубин 3000 м).

Нефтегазоносные области (НГО) объединяют разнородные тектонические элементы (впадины, поднятия, выступы), которые четко фиксируются на отдельных этапах геологической истории и на протяжении большого времени характе-ризовались сходными чертами геологи-ческого развития и условиями нефтегазо-образования и нефтегазонакопления. Эти разнородные тектонические структуры практически отвечают нефтегазоносным суббассейнам (НГСБ).

В пределах суши на территории Краснодарского края выделяются две основные нефтегазоносные области: Западно-Предкавказская, Западно-Кубанская и нефтегазоносный район (НГР) Северо-Западного Кавказа.

В Западно-Предкавказскую область входят Северо-Азовский и Азово-Кубанский НГСБ. В Западно-Кубанскую область входят Индоло-Кубанский НГСБ и часть Керченско-Таманского НГСБ.

Азово-Кубанский нефтегазоносный бассейн выделяется в границах Азово-Кубанской впадины. Промышленные скопления углеводородов выявлены здесь по всему разрезу от триаса до плиоцена. В пределах впадины уже открыто более 100 нефтяных, газонефтяных, газоконденсатных и газовых месторождений, объединяющих более 200 залежей.

В отложениях триаса открыты газоконденсатные залежи в пределах Ейско-Березанского вала и в Расшеватско-Кропоткинской зоне (Расшеватское месторождение), которые гидродинами-чески сообщаются с нижнемеловыми залежами.

В нижне- среднеюрских отложениях к настоящему времени выявлено 3 газо-конденсатные залежи на месторождениях Советском, Ловлинском и Юбилейном, расположенных в северных и северо-восточных бортовых частях Восточно-Кубанской впадины, и 1 газонефтяная - на Баракаевском месторождении в южной части Адыгейского выступа, в зоне выклинивания коллекторов средней и верхней юры.

С келловейским ярусом верхней юры связаны газоконденсатные залежи на Юбилейном, Южно-Советском и Бесскорбненском месторождениях и газонефтяная залежь - на Баракаевском. Притоки нефти из келловей-оксфорда получены с глубины около 5 км на Лабинской площади в осевой части Восточно-Кубанского прогиба, но промышленная ценность месторождения еще не установлена. Само по себе получение нефти с больших глубин в Восточно-Кубанском прогибе имеет большое значение, поскольку открывает существенные перспективы обнаружения скоплений нефти на глубокопогруженных локальных поднятиях.

Трудности выявления таких скоплений заключаются в том, что глубокопогруженным зонам присущи свои, еще малопознанные закономерности размещения залежей, обусловленные вертикальной гетерогенностью бассейна. Так, юрские отложения глубоко-погруженных зон уже прошли стадии развития, благоприятные для генерации жидких углеводородов, и последние могли сохраниться лишь в исключительно хороших условиях консервации.

С нижнемеловым комплексом связаны крупные газоконденсатиые месторождения (Ейско-Березанский вал и смежные северные районы, Расшеватско-Кропоткинская зона поднятий, ряд газовых и газоконденсатных месторождений в бортовых частях Восточно-Кубанской впадины), небольшие нефтяные залежи на северном склоне Кавказа (Мирная балка) и газонефтяные в южной части Адыгейского выступа (Ширвано-Бсзводненское месторождение).

Всего в отложениях нижнего мела выявлено 32 газоконденсатных, 10 газовых, 1 нефтяная и 1 нефтегазовая залежь. Основные запасы газа заключены в газоконденсатных залежах, пижнемелового (апт-альб) базального горизонта (месторождение Каневское, Челбасское, Сердюковское, Березанское, Ленинградское и др.).

В верхнемеловых отложениях установлена одна незначительная по размерам нефтяная залежь на Тульском месторождении (Адыгейский выступ).

Газонефтеносность палеоцен-эоценового комплекса приурочена в основном к южному борту Западно-Кубанского прогиба. Отдельные газовые залежи выявлены в эоцене Ейско-Березанского вала(Каневское и Бейсугское месторождения). На Армавиро-Невинномысском установлены небольшие залежи нефти и газа в палеоцен-эоцене (Убеженское, Николаевское и Александровское месторождения).

Нефтяные и газонефтяные залежи в палеоцен-эоцене южного борта Западно-Кубанского прогиба связаны с мощной толщей терригенного флиша, смятой в линейные, сложно построенные, сильно нарушенные, частично размытые складки, перекрытые моноклинально залегающей майкопской глинистой толщей. Складки южного борта входят в состав Азовской, Калужской и Левкинской антиклинальных зон. Последняя зона является глубокопогруженной. В ее пределах открыто сложное по своему строению Левкинское нефтяное месторождение. Промышленные притоки нефти получены здесь с глубин 4250-5160 м из кумского горизонта эоцена.

Всего в палеоцен-эоценовых слоях выявлена 41 залежь, из которых 24 нефтяных, 4 газонефтяных, 11 газовых и 2 газоконденсатных.

Майкопская серия содержит сравнительно крупные скопления нефти в полосе развития песчаных пачек вдоль южного борта Западно-Кубанского прогиба. Нефтяные и газонефтяные залежи здесь концентрируются в литологически ограниченных заливообразных ловушках. Длина полосы около 120 км,общее количество залежей в ее пределах 36 (Нефтегорско-Хадыженская группа, Ключевое, Дыш и другие месторождения

Значительная по размерам газовая залежь в майкопских песчаных образованиях открыта на Бейсугской складке Ейско-Березанского вала.

Майкопская глинистая толща в Азово-Кубанском НГБ, особенно в Западно-Кубанском прогибе, обладает исключительно высокими потенциальными возможностями генерации углеводородов, но, вследствие ограниченного распространения коллекторов, эти возможности использованы далеко не полностью. В условиях огромных мощностей и отсутствия коллекторов в западной частипрогиба получили развитие диапировые складки и связанные с ними грязевые вулканы.

В продуктивном комплексе неогена выявлены залежи нефти и газа вдоль южного борта Западно-Кубанского прогиба, в его внутренней части и на северном платформенном борту. Единичные небольшие по запасам газовые залежи в сарматских отложениях открыты в Восточно-Кубанской впадине (Ладожское и Темиргоевское месторождения).

На южном борту Западно-Кубанского прогиба разведаны многочисленные залежи нефти, в основном,тяжелой, в отложениях среднего миоцена(Калужское, Азовское, Зыбза - Глубокий Яр, Ахтырско-Бугундырское, Абино-Украинское, Кудако-Киевское и др. месторождения). Газовые залежи обнаружены на Ново-Дмитриевском и Северо-Ахтырском месторождениях.

Во внутренней части Западно-Кубанского прогиба и на Тамани с отложениями среднего миоцена и сармата (в основном нижнего) связаны многочисленные, но малопродуктивные залежи нефти.

Основные запасы нефти и газа в верхнем миоцене находятся в мэотическом ярусе и почти полностью сконцентрированы в ловушках Анастасиевско-Троицкого месторождения. На месторождении нефтеносны и горизонт мэотиса. Чисто газовые залежи со сравнительно небольшими запасами газа находятся в горизонтах понта и горизонте киммерийского яруса. Залежь горизонта состоит из нефтяной части и газовой шапки.

Формирование залежи горизонта связывается с поступлением углеводородов из майкопской толщи.

Небольшие газовые залежи в мэотисе и понте открыты в осевой части и на северном борту Западно-Кубанского прогиба.

Газоносность верхнего майкопа (нижний миоцен) установлена в полосе развития песчано-алевролитовых пород в пределах восточного склона Ставропольского свода и в Арзгиро-Мирненской зоне. Наиболее значительными по запасам и продуктивности являются Мирненское (3 залежи) и Петровско-Благодарненское (5 залежей) месторождения. Небольшие залежи газа выявлены в среднемиоценовых (чокрак-караган) слоях Северо-Ставропольской, Пелагиадинской, Казанской, Грачевской и других площадей. Промышленного значения они не имеют.

Нефтеносность палеогеновых отложений связана с нижней частью разреза. Наибольший диапазон нефтеносности наблюдается на Прасковейском месторождении, где продуктивны породы палеоцена, черкесской, кумской и белоглинской свит эоцена, хадумский горизонт олигоцена. Залежи нефти малопродуктивны и имеют ограниченные запасы.

В среднем миоцене (чокрак) на Прасковейской площади выявлены небольшие газовые залежи.

Нефти Северного Кавказа отличаются значительным разнообразием типов химического состава и физических свойств. В целом их отличительной особенностью является низкая сернистость или полное отсутствие серы. Нефти мезозойских залежей обычно более легкие, чем нефти палеоген-неогеновых. Они содержат значительные количества парафина и мало смол и асфальтенов. К ним близки конденсаты газоконденсатных залежей.

Основная фаза формирования нефти и газа в структурных и неантиклинальных ловушках во внешней зоне Восточно-Кубанской впадины отмечалась на этапе палеоцен-эоцен. Во внутренней зоне впадины заполнение структурных ловушек подсолевого комплекса углеводородами продолжалось от раннего мела до олигоцена. Сохранность залежей нефти и газа обеспечивалась наличием мощного экрана соленосных и красноцветных глинистых отложений (до 2000 м). Новейшие данные геофизики показывают, что в данный момент этот район и по степени подготовленности к поисковому бурению также относится к объектам разведки первой очереди и возможной концентрации буровых работ. По подсолевому комплексу поисково-разведочное бурение рекомендуется концентрировать на Лабинской, Кузнецовской, Кошехабльской, Солдатской и других площадях.

Кумская свита южного борта Западно-Кубанского прогиба

Песчано-глинистый горизонт кумской свиты верхнего эоцена развит в центральной части южного борта Западно-Кубанского  прогиба. Промышленная нефтегазоносность здесь связана с отложениями палеоцен-эоцена, майкопа и миоцена. В последние годы наметилась высокая перспективность глубокозалегающих горизонтов, и в первую очередь кумской свиты Левкинской и Северской антиклинальных зон, в пределах которых открыты Левкинское нефтяное и Северское газокондесатнонефтяное месторождения.

В разрезе кумской свиты Левкинской площади выделяется песчаный горизонт, характеризующийся частым тонким чередованием алевролитов и глин, мощность которого достигает 600 м. Коллектор трещинно-порового типа; скважины, находящиеся в зоне повышенной трещиноватости, работают с дебитами нефти 150 - 200 т/сут.

На Северской площади кумский горизонт представлен пачкой массивных алевролитов мощностью по 5-15 м с прослоями аргиллитов. Общая мощность горизонта составляет 170 м при эффективной мощности около 70м. Горизонт залегает на глубине 5180-5350 м, то есть на 1000 м глубже, чем на Левкинской площади, но алевролиты здесь сохранили первичную пористость, достигающую 18%.

В Северском районе геофизическими исследованиями выявлено 4 антиклинальных структуры с амплитудами до 100 м. Полученные результаты подтверждают высокую перспективность кумского горизонта на Левкинской площади и в Северском районе и позволяют выделить их в объекты первоочередной разведки на нефть в крае с концентрацией здесь поисково-разведочного бурения на ближайшую перспективу. В Северском районе предполагается наличие газоконденсатных залежей в нижнемеловых отложениях, которые, возможно, составляют единый с эоценовыми коллекторами резервуар.

Верхнеюрского-нижнемеловой карбонатный комплекс Северо-Западного Кавказа. 

По сумме имеющихся геолого-геофизических данных, наиболее перспективным на Северо-Западном Кавказе является Куколовский район, расположенный в области западного погружения мегантиклинория Большого Кавказа. Район принадлежит к осевой зоне Псебейско-Гойтхского антиклинория.

В современном структурном плане Куколовский район подразделяется на два участка: северный, отвечающий осевой зоне антиклинория, и южный - южному его крылу. В Куколовском районе к настоящему времени пробурены 3 глубокие скважины с забоями 3750, 3732 и 3165 м. Значительная часть разреза нижнемеловых отложений представлена почти исключительно глинами, которые являются отличной покрышкой для возможных скоплений нефти и газа в карбонатных коллекторах валанжина - берриаса. Возможно также существование карбонатных (рифогенных) коллекторов в верхней юре, естественных для зоны устойчивого во времени (с верхней юры) поднятия, каким было западное окончание Псебейско-Гойтхского антиклинория. Нефтеносность района подтверждается многочисленными нефтегазовыми проявлениями при бурении в породах покрышки с притоками нефти от 4 т в сутки до небольших нефтегазовых залежей. Из карбонатной толщи валанжина-берриаса получен фонтан воды с дебитом до 6000м3/сут. По составу вода близка к водам нефтяных месторождений.

Основным объектом поисково-разведочного бурения первого этапа является карбонатный комплекс валанжина-берриаса, представленный двумя пачками известняков, разделенных толщей преимущественно глинистых пород. Суммарная мощность известняков достигает 500-600 м, а мощность разделяющих их глин – 300-400 м. При подтверждении промыш-ленных скоплений углеводородов на Красногорских поднятиях возникает необходимость продолжить поиск новых месторождений в валанжин-берриасском и верхнеюрском комплексах, в частности, на м. Абрау.

Комплекс верхнего мела Тамани

Отложения верхнего мела вскрыты на глубине 3660 м. Ожидается вскрытие залежей нефти и газа по аналогии с карбонатным комплексом верхнего мела Восточного Предкавказья.

Кроме основных направлений поисково-разведочных работ в Краснодарском крае на базе прогнозной оценки нефтегазоносности недр намечается еще несколько направлений. К ним относятся:

  • поиски залежей нефти и газа в выклинивающихся песчаных горизонтах нижнего мела вдоль северного склона Северо-Западного Кавказа;
  • поиски залежей нефти и газа в структурных ловушках мио-плиоцена к западу от Анастасиевско-Троицкого месторождения;
  • поиски и разведка залежей высоковязкой нефти в палеогеновых и неогеновых отложениях южного борта Западно-Кубанского прогиба.

Нуждаются в постановке поисковых работ Тимашевская ступень, акватория Азовского моря, пермо-триасовый карбонатный комплекс платформенной части Краснодарского края.

 

 


Возврат к списку