загрузка...
загрузка...
На головну

Тектоніка осадового чохла 9 сторінка

Дивіться також:
  1. A) Магнітосвязанние лінійні індуктивності. 1 сторінка
  2. A) Магнітосвязанние лінійні індуктивності. 10 сторінка
  3. A) Магнітосвязанние лінійні індуктивності. 11 сторінка
  4. A) Магнітосвязанние лінійні індуктивності. 2 сторінка
  5. A) Магнітосвязанние лінійні індуктивності. 3 сторінка
  6. A) Магнітосвязанние лінійні індуктивності. 4 сторінка
  7. A) Магнітосвязанние лінійні індуктивності. 5 сторінка
  8. A) Магнітосвязанние лінійні індуктивності. 6 сторінка
  9. A) Магнітосвязанние лінійні індуктивності. 7 сторінка
  10. A) Магнітосвязанние лінійні індуктивності. 8 сторінка
  11. A) Магнітосвязанние лінійні індуктивності. 9 сторінка
  12. I. ОСВІТА СПОЛУЧЕНИХ ШТАТІВ 1 сторінка

Мал. 30. Родовище Горохівське

1 - пісковики і алевроліти глинисті; 2 - глини; 3 - ізогіпс по покрівлі продуктивного пласта II піщаної пачки верхнього Майкопа, м; 4 - Контур газоносності; 5 - поклад газу; 6 - свердловини; 7 - лінія профілю

Прікумск НГР.Пов'язаний з великим по протяжності лінійно витягнутих структурним виступом, ускладненим зонами валообразних і ізометричних структур. Основна частина розрізу припадає на неоген-крейдяні відкладення, спорадично розвинені відклади юри і тріасу. Максимальна потужність розрізу становить 4,8 км. Структурна диференціація в районі зачіпає частіше палеоцен-еоценові і підстилають комплекси, Майкоп і неоген в основному характеризуються моноклінальним заляганням. Розвинені в межах району ЗНГ істотно розрізняються за умовами розподілу нафтогазоносності.

Сухокумськ зона нефтегазонакопления, приурочена до північного схилу Прікумск зони підняттів, за характером осадового виконання істотно не відрізняється від суміжній з нею Ювілейний-Кумухской зони. Тут під трансгресивний нижньо-среднеюрских комплексом розвинені в різному ступені еродовані опади тріасу. Як правило, під юрську поверхню виходять потужні (до 650 м) карбонатно-теригенні опади нижнього тріасу, рідше теригенно-карбонатний середній або еффузівно-оса-дочно верхній тріас. Основна відмінність зони від всіх інших пов'язано з високим ступенем структурної вираженості складок по розрізу аж до палеогену.

Основні продуктивні горизонти пов'язані з VIII аптского, IX, X, XII і XIII1 неокомских, ХШ2 II і III верхнеюрскими і VI, VII і VIII пластами середньої юри. За винятком ХШ2 пласта, складеного доломитами, і X пласта, що містить прошарки вапняків, всі інші Юрського-нижньокрейдових горизонти представлені піщано-алевролітів опадами. Продуктивний пласт в середньому тріасі складний оолітовими, а в нижньому тріасі -трещінно-кавернозними вапняками.

Юрські і нижньокрейдових продуктивні горизонти, як правило, складаються з декількох проникних прошарків, в основному, гидродинамически ізольованих один від одного і містять самостійні поклади. На Сухокумськ родовищі, наприклад, більше 30 покладів, на інших родовищах їх менше, але все родовища многопластовие. Більшість покладів пластово-сводового типу, з елементами литологических заміщень. У кавернозно-доломітового ХШ2 пласті і тріщини-порові вапняках нижнього тріасу поклади масивні, в оолітових вапняку середнього тріасу -пластовие сдів. Висота тріасових покладів від 37 до 140 м, Юрського-ниж-немелових від - кількох до 40 м.

Скупчення вуглеводнів в розрізі зони різноманітні за фазовим складом. Чисто нафтовими є тільки Південно-Сухокумськ і Березневе родовища; Дахадаєвського і Степове - газоконденсатні родовища. Решта родовища нафтогазоконденсатні, при цьому підвищеної газонасиченості відрізняються юрські поклади. Глибини залягання покладів коливаються від 3200-3800 м (юра, нижня крейда) до 3900-4400 м (тріас).

Крім розглянутих вище комплексів, промислові поклади виявлені в покрівельному піщанику альба (нафта, глибина 2600 м), в шести малопотужних пісковиках Майкопа (газ, глибина 1700 м) на родовищі Русский Хутір Центральний і в базальних пісковиках нижньої юри (нафта, глибина 3800 м) Сухокумськ родовища.

Найбільш великими родовищами зони є Російська Хутір Центральний, Південно-Сухокумськ і Сухокумськ (рис. 31).

Можливо, ця зона захоплює південний борт Східно-Маничською прогину, де в останні роки відкриті Гаруновскіе газоконденсатні родовища у відкладеннях тріасу.

Ювілейно-Кумухская зона нефтегазонакопления об'єднує численні підняття, які ускладнюють великий террасовіднимі уступ (по відкладеннях тріасу), який занурюється в осьову зону Східно-Маничською прогину.

Для осадового чохла зони характерно розвиток більш повних розрізів тріасових відкладень, трансгресивної перекритих опадами юри. У тріасі найбільш повно представлені порово-трещинние вапняки і доломіт нижнього тріасу потужністю від 40 до 304 м. Теригенно-карбонатні породи середнього тріасу, потужністю до 300 м, також розвинені повсюдно, але вони еродовані на різну глибину. Еффузівно-осадовий комплекс верхнього тріасу розвинений спорадично.

Висока структурна диференціація характерна тільки для тріасових відкладень. У перекривають юрських комплексах складки, як правило, не фіксуються. Тріасові підняття мають невеликі розміри (5,5x4 -2,2x1,75 км), але вони високоамплітудні (40-110 м).

Основним продуктивним горизонтом є покрівельні тріщини-порово-кавернозні карбонатні породи нижнього тріасу. Всі виявлені тут поклади нафтові, сводово-масивного типу, за винятком Таловський кільцевої стратиграфически екранованої поклади. Висота покладів від 20 до 105 м, але їх запаси невеликі. Найбільша поклад Ювілейна. Поклади залягають в інтервалі глибин 3500-4800 м, проте основна їх частина приурочена до глибин 4500 м.

Мал. 31. Родовище Сухокумськ

1 - Ізогіпс по покрівлі продуктивної пачки середньої юри, м; 2 - тектонічні порушення; 3,4 - контури: 3 - Газоносності, 4 - Нефтеносности; 5,6 - Поклади: 5 -Газо, 6 - нафти; 7 - свердловини; 8 - лінія профілю

В інших інтервалах осадового розрізу поклади відзначені в поодиноких випадках. Малорозмірні пластово-склепінні газоконденсатні поклади виявлені в пісковиках X-XI пластів неокома і III пласта верхньої юри на родовищі Ювілейне. III пласт газоносен також на Рівнинному родовищі. Окремі притоки нафти і газу відзначалися з вапняків середнього тріасу і VI піщаної пачки середньої юри (Центральна, Південно-Талівська). Приклад типового родовища зони проведено на рис. 32.

Тюбінской-Соляна зона нефтегазонакопления об'єднує родовища, розташовані на південно-східному зануренні великого Озек-Суатского підняття.

Тріасові відкладення, що залягають на палеозої, представлені в основному еффузівно-осадовими породами верхнього тріасу і тільки в окремих деп-рессіонних ділянках теригенно-карбонатних за складом і малопотужним (до 300 м) середнім та нижнім тріасом. Піщано-глинисті опади нижньої і середньої юри розвинені, як правило, повсюдно, але характеризуються різкою зміною потужності (45-450 м), то ж стосується карбонатно-піщано-глини-стого верхньоюрського розрізу (40-170 м).

На всіх родовищах зони продуктивний неоком. Поклади нафти і газоконденсату встановлені в малопотужних (2-18 м) пісковиках IX і XII горизонтів. Поклади пластово-сводового типу, часто литологически обмежені, висотою 8-29 м. Газоконденсатні поклади відзначені в верхнеюрском кавернозно-доломітового ХШ2 пласті, причому на окремих родовищах (Соляне) в газі відзначено підвищений вміст сірки (До 7,3%). У верхнеюрских пісковиках (III пласт), а також в VI піщаному шарі середньої юри містяться, в основному, газоконденсатні поклади структурно-літологічного типу. Слід зазначити, що основною продуктивний в прилеглих районах VIII піщано-алевролітовие пласт апта в розрізах розглядається зони не має істотного промислового значення. Тільки на одиничних структурах в цьому пласті виявлено малоразмерние поклади висотою 2-4 м. Глибини залягання покладів 3300-3800 м. Приклад будови одного з родовищ зони - Капневс-кого - наведено на рис. 33.

Озек-Суаткая зона нефтенакопленія в тектонічному відношенні охоплює широке за площею однойменне підняття і прилеглу до нього на заході Кумську депресію. За основними продуктивним комплексам зона являє собою велику терасу, ускладнену численними підняттями, які розміщені незакономерно, обрамляючи, в основному, ізометричне за формою Озек-Суатское підняття. Основну частину осадового чохла зони становлять відкладення нижньої крейди-неогену. Триас розвинений спорадично в депресійних ділянках, юра поширена більш широко, але в основному на південному сході зони, в районі Озек-Суатского підняття.

Рис.32. родовище Ювілейне

1 - ізогіпс по покрівлі Нефтекумском свити нижнього тріасу, м; 2 - Тектонічні порушення; 3 - лінія виклинювання доломітового пачки Нефтекумском свити; 4,5-початкові контури нафтоносності: 4 - По доломітового пачці, 5 - по кварцитової пачці Нефтекумском свити; 6, 7 - поклади: 6 - газу, 7 - нафти; 8 - Свердловини; 9 -лінія профілю

Нижнім промислово-нафтогазоносних комплексом в розрізі Озек-Су-АТСК зони є середньо- і верхньоюрські відкладення. Тут продуктивні чотири піщано-алевролітових пласта (V, IV, II і I), що залягають на глибинах 3300-3400 м. Поклади по типу пластово-склепінні, нерідко з елементами литологического заміщення. Найбільша за запасами нафти поклад на Озек-Суат. Всі інші поклади відносяться до категорії дрібних.

У розрізі нижнього крейди продуктивні чотири горизонту: XIII і IX в неокоме, VIII (основний по запасах) в апте і I в альбе. Колектори неокома складені теригенно-карбонатними опадами, апта і альба - разнозерністимі пісковиками і алевролітами. Поклади, в основному, пластово-сводового і структурно-літологічного типів. Діапазон глибин залягання по розрізу - від 2450 до 3150 м.

Верхньокрейдяні поклади пов'язані з тріщинами різницями вапняків Маастрихта. Глибини залягання верхньокрейдяних покладів близько 2400 м. Найбільшою за запасами є поклад Соняшникова, мінімальні запаси має Володимирська поклад.

Верхнім стратиграфическим комплексом зони зі встановленою промислової нефтегазоносностью є хадум. Тріщинні аргіліти, що утворюють резервуар, продуктивні на одиничних площах (Озек-Суат і Озек-Суат Південний) і мають обмежені запаси.

Таким чином, поклади Озек-Суатской зонинефтегазонакопленія розподілені в більш ніж 1200-метровому інтервалі розрізу, що охоплює відкладення від середньої юри до хадума включно, але основний продуктивної товщею є 200-метрова по потужності АПТ-неокомских частина осадового розрізу. Приклад одного з родовищ зони наведено на рис. 34.

Мал. 33. Капіевское родовище

1 - ізогіпс по покрівлі IX пласта нижньої крейди, м; 2 - Контур нафтоносності; 3 - пісковики; 4 - алевроліти; 5 - Поклади нафти; 6 - Свердловини; 7 - Лінія профілю

Прасковейское-Ачікулакская зона нефтегазонакопления об'єднує численні структури однойменного тектонічного вала. Найчіткіше вал виражений в своїй західній частині, де розташовані великі Прасковейс-кая (25x8 км) і Ачікулакская (20x5 км) структури. На сході вала локальні підняття по площі і амплітудам значно менше, але їх число значно. Осадовий чохол зони складають породи від нижнього крейди до неогену. Опади тріасу і юри, які в прилеглих зі сходу районах є не тільки промислово-нафтогазоносними, але також нефтегазоге-нерірующімі товщами, багато в чому визначають продуктивність перекривають неоком-аптского відкладень, тут розвинені спорадично. В межах даної зони останні (неоком-АПТ) не містять покладів.

Промислова продуктивність зони починається з Альбеков відкладень. Нафтоносним є I пласт, складений чергуванням дрібнозернистих пісковиків і алевролітів. Поклади нафти пластово-сводового типу, в окремих випадках з елементами литологического екранування, залягають на глибинах 2750-2850 м. Найбільшою за запасами є Західно-Мектебская поклад, мінімальної - Бектеміровская поклад.

Іншим нафтоносним комплексом в розрізі зони є верхня крейда. Основний продуктивний горизонт приурочений до тріщин известнякам Маастрихта, на Лісовій площі нефтеносен також кампан. Верхньокрейдяні поклади характеризуються специфічною будовою. На поднятиях вони приурочені до зон тектонічного разуплотнения, які відповідають не сучасні, а палеоводам. Через просторового розбіжності останніх поклади виявляються зміщеними на перікліналі сучасних структур і мають похилі водонефтяние контакти (ВНК) з перепадом глибин від декількох метрів до декількох десятків метрів. На Лісовому родовищі поклад приурочена до занурення структурного носа з різницею в глибинах залягання ВНК більше 60 м. Поклади характеризуються також нетиповою опуклою формою поверхні ВНК, зверненої в бік підошви резервуара. Нарешті, поклади не є однорідними нафтовими тілами. Колектор містить чергуються прошарки, насичені нафтою і водою. Притоки рідини, незалежно від дебіту, являють собою суміш нафти і води в різному процентному співвідношенні. Верхньокрейдяні поклади залягають на глибинах 2500-2650 м. Найбільш великі за запасами поклади Ачікулак і Лісова.

Мал. 34. Соняшникова родовище

1 - ізогіпс по покрівлі I пласта верхньої крейди, м; 2 - лінія виклинювання пласта; 3 - Контур нафтоносності; 4 - Поклади нафти; 5 - свердловини; 6 - лінія профілю

Поклади нафти в палеогенових відкладах пов'язані, в основному, з Кумсько-керестінской і Белоглинский свитами верхнього еоцену. Резервуар тут утворюють трещинние різниці вапняків і мергелів. Останні просторово збігаються з древніми склепіннями підняттів, внаслідок чого в сучасному структурному плані вони виявляються змішання на перікліналі цих підняттів. Глибини залягання покладів 2300-2500 м. Найбільшою за запасами залежью в палеоцене є Прасковейское. Слід зазначити, що ця площа - єдина в зоні, де міститься поклад нафти у відкладеннях черкеської свити середнього еоцену.

Останнім продуктивним горизонтом в розрізі Прасковейское-Ачікулак-ської зони є хадум (нижня частина Майкопа). Резервуар являє собою зони підвищеної тріщинуватості мергелистих-аргіллітових порід. Поклади нафти структурно-літологічного типу, приурочені, як і в верхньому крейди і еоцені, до периферійних ділянках структур. Поклади в хадуме малоразмерние. Найбільшою за запасами в хадуме є Прасковейское поклад.

В цілому, поклади Прасковейское-Ачікулакской зонинефтегазонакопленія (рис. 35) приурочені до 500-метровому по потужності інтервалу розрізу, який охоплює опади від альба до хадума. В інших частинах розрізу поклади відсутні або ж вони дуже обмежені і не мають промислового значення (Прікумск газова поклад в Чокрак). У перспективі можна очікувати виявлення покладів в нижньому тріасі, який розвинений в окремих депресивних ділянках зони, типу Катеринівського газоконденсатного родовища.

Мал. 35. Родовище Ачікулакское

1 - Ізогіпс по покрівлі I пласта верхньої крейди, м; 2 - Контур нафтоносності; 3 -поклади нафти; 4 - Свердловини; 5 - лінія профілю

Мирненська зона газонакопичення об'єднує локальні підняття, які ускладнюють террасовіднимі уступ зони зчленування Ставропольського зводу і Прікумск системи підняттів. Структури цієї транзитної зони мають різні розміри, орієнтування і не утворюють чітких структурних ліній. Осадовий розріз зони, на відміну від інших зон району, характеризується скороченим розрізом нижнього крейди (альбом-АПТ), що залягає на фундаменті. Відрізняється зона також відсутністю в розрізі скупчень нафти. Основні продуктивні горизонти, в альбе (три піщаних пласта) і апте (один пласт) містять газоконденсат. Поклади структурного і структурно-літологічного типу залягають на глибинах 2550-2760 м. Найбільше родовище зони - Мирненська, де газоносність також три піщаних пласта в розрізі верхнього Майкопа (рис. 36).

Мал. 36. Родовище Мирненська

1 - ізогіпс по покрівлі продуктивного пласта нижньої крейди, м; 2, 3 - лінії литологического заміщення: 2 - III пласта нижньої крейди, 3 - IV пласта нижньої крейди; 4-6 - зовнішні первинні контури газоносності: 4 - II пласта, 5 - III пласта, 6 - IV пласта; 7 - поклади газу; 8 - свердловини; 9 - лінія профілю

Східно-Ставропольський НГР.Цей нафтогазоносний район приурочений до напівзамкнутої внутрішньоплатформена западині. Осадовий чохол в вивченої частини розрізу складний неоген-крейдяними відкладеннями (потужність до 2,8 км). У південно-західній частині розрізу можливо розвинені юрські і тріаси відкладення. Дислокації всіх комплексів розрізу повсюдна, але рельєфність структур слабшає вгору по розрізу.

Журавська зона нефтегазонакопления. - це поки єдина відома в районі. Зону утворюють однойменне і Вороб'ївська родовища (рис. 37, 38).

Продуктивними відкладеннями в розрізі зони є нижній Майкоп і хадум, складені одноманітними пачками лістоватимі-лускатих глин. Неф-тенасищенние інтервали приурочені до розущільнення різницям останніх, якими є глини з підвищеним вмістом кремнезему. Саме ці інтенсивно окремненние шари глин найбільш схильні до розущільнення (мікротріщинуватості) при впливі тектонічних сил деформації.

Поклади нафти на обох родовищах контролю не структурним планом продуктивних горизонтів, т. Е. Приуроченість до позитивних форм рельєфу. Нафта залягає в умовах моноклинали, структурних носів, бортових частин депресій. Зони нефтенасищенних незакономерно розміщені по площі, але вони чітко приурочені до ділянок, де у відкладеннях, що підстилають нижній майкоп-хадум, розвинені тектонічні порушення. Саме завдяки цим порушень (активізація в неогенових період історії) в опадах нижнього майкопа-хадума формувалися тектонічно ослаблені розущільнення зони. При цьому інтенсивність тектонічних деформацій визначає різну ефективну ємність глинистого колектора, про що свідчать істотні відмінності в продуктивності нафтових свердловин (від сотень літрів до 86-114 м3/ Добу). Два продуктивних горизонту в нижньому Майкопі і хадуме залягають на глибині 2150-2200 м.

За винятком Чокрак (невелика поклад газу) продуктивність інших частин розрізу Журавської зонинефтегазонакопленія поки не встановлена. Тільки в південній частині Східно-Ставропольського НГР, в зоні його зчленування з Мінераловодська виступом, виявлено Веселовське родовище газу. У межах невеликого підняття продуктивні два горизонти - пісковики апта і черкеської свити еоцену на глибинах, відповідно, 2400 і 1450 м. Обидві поклади пластово-сводового типу, незначні за запасами.

Мал. 37. Родовище Журавське

1 - ізогіпс по покрівлі продуктивного пласта нижнього Майкопа, м; 2 - контур нафтоносності; 3,4 - поклади: 3 - нафти; 4 - газу; 5 - свердловини; 6 - лінія профілю

В межах НГО Кряжа Карпінськоговиділено лише один газонефтеносний район.

Промисловско-Камишанський ГНР(Див. Рис. 24). Цей район пов'язаний зі східною частиною кряжу. У структурному відношенні він приурочений до великої пологої моноклинали південного схилу кряжа Карпінського і протяжної блокової антиклинальной зоні в осьової його частини. У розрізі останньої за рахунок інтенсивної ерозії з розрізу випадають відкладення Майкопа і частково еоцен-палеоцену і верхньої крейди. Більше 2 км по потужності розріз тут складний юрскими, крейдовими і неогеновими відкладеннями. У межах південного схилу кряжа осадовий чохол більш потужний (до 3,5-4 км), хоча майкоп еродованих на різну глибину. Дислокації Юрського-ніжнемело-вих комплексів в осьовій зоні кряжа досить висока, на відміну від південніше розташованого моноклінального схилу, де структури, хоч і розвинені широко, але за рідкісним винятком малорозмірних і мають невеликі амплітуди. В районі чітко виділяються дві зонинефтегазонакопленія.

Мал. 38. Родовище Вороб'ївська

1 - ізогіпс по покрівлі продуктивного пласта нижнього Майкопа, м; 2 - Контур нафтоносності; 3 - поклади нафти; 4 - свердловини; 5 - лінія профілю

Цубукско-Промисловская зона газонефтенакопленія розташована в осьової частини кряжу Карпінського, яка характеризується інтенсивної розривної тектоникой. У розрізі осадового чохла зони потужністю до 2 км, складеного юрскими, ніжнемеловоє, спорадично верхнемеловими і палеогеновимі відкладеннями, і малопотужним неогенного, продуктивними є покрівельні пісковики нижнього альба. Поклади залягають в інтервалі глибин 0,8-1,1 км, вони газові (Цубукское, Межове, Промисловское родовища) і газонафтових (Тенгутінское і Олейніковское родовища). Поряд зі сводовимі покладами простого будови (Цубукская), тут зустрінуті тектонічно порушені (Олейніковская) і тектонічно екрановані (Промисловская) (рис. 39). Поклади газу в основному невеликі по запасах. Найбільшим родовищем зони є Олейніковское газонафтове.

Мал.39. Олейніковское газонафтове і Промисловское газове родовища (за матеріалами Волго-Донського геологічного управління)

I - Промисловское газове родовище; II - Олейніковское газонафтове родовище

1 - ізогіпс по покрівлі нижнього альба, м; 2 - тектонічні порушення; 3, 4 -поклади: 3 - газу, 4 - нафти; 5 - свердловини; 6 - лінія профілю

КОМИШАНСЬКЕ-Каспійська зона нефтегазонакопления пов'язана з численною групою різних за розмірами, як правило, малоамплітудних (до 20-25 м) структур простого будови, що ускладнюють великий террасовіднимі уступ південного схилу кряжа Карпінського. На відміну від розглянутої вище північної зони газонефтенакопленія тут відзначається більш потужний осадовий чохол (до 3,5-4,0 км) за рахунок появи в розрізі більш потужних майкопських відкладень, а також розвиток верхньої крейди і палеоцен-еоцену в повному стратиграфическом обсязі. основний продуктивний

горизонт в розрізі - базальна неоком-аптского піщана пачка, яка містить нафтові (Надеждинська), газоконденсатних-нафтові (Ермолинская) і газоконденсатні (Нарин-Худукская) поклади. Поклади залягають на глибинах до 2,3 км, сводового типу, в окремих випадках структурно-літолого-ня. Більшість родовищ є однопластовим і тільки на Каспійської структурі, крім поклади в апте, відкрита поклад нафти в юре (рис. 40).

Крім розглянутих зон нефтегазонакопления, в межах кряжа Карпінського відкриті Ікібурульское і Буратінское родовища газу, які приурочені до структур Бузгінского підняття. Продуктивними є еоцен-палеоценовой і нижньокрейдових пісковики на глибинах 0,3-0,5 км. Поклади пластові, склепінчасті. У перспективі тут може виявитися нова зона газонакопичення.

В Західно-Кубанської НГОвиділяються три НГР (рис. 41).

НГР південного борту прогину.Пов'язаний зі складчастим його бортом, інтенсивно дислокованих, зі складною диз'юнктивній тектоникой. Вивчений бурінням осадовий розріз складний породами неогену - верхньої юри. Потужність розрізу, розкритого свердловинами, перевищує 5,5 км, за прогнозом вона може становити 6-10 км. Найбільш структурно-диференційованої по всім комплексам розрізу є західна частина НГР, на сході -тільки по відкладеннях палеоцену-еоцену і більш древнім комплексам. Майкоп і неоген тут залягають моноклинально. В межах НГР розташовані три ЗНГ.

Мал. 40.Каспійське родовище

1 - Ізогіпс по покрівлі юрського продуктивного пласта, м; 2 - контур нафтоносності; 3 - поклади нафти; 4 - свердловини; 5 - лінія профілю

Рис.41. Типові розрізи нафтогазоносних районів Західно-Кубанської нафтогазоносної області

Умовні позначення см. На рис. 15

Хадиженськ зона нефтегазонакопления (Рис. 42) по верхніх частин осадового розрізу - Майкопський відкладень - об'єднує 24 залівообразние поклади нафти в виклінівающіхся піщано-алевролітових пластах, основними з яких є верхні два пласта на глибинах 2150-3750 м. Запаси майкопських покладів різні. Поряд з дрібними (Павлова Гора, Камишанова банку, Апчас), відзначені і більші, як, наприклад, Нефтегорськ, Широка балка.

Мал.42. Оглядова карта групи майкопських родовищ Хадиженс-кой зони (а) і Хадиженськ нафтове родовище (б)

1 - родовища і їх контури: I - Абузов-Апчас, II - Кутаїський, III- Кура-Цеце, IV - Широка Балка, V - Асфальтова Гора, VI - кабардинського, VII -Хадиженское, VIII - Хадиженськ майданчик, IX - Воскова Гора, X - Нефтянское; 2 - Контури виклинювання пісків по горизонтах; 3 - ізогіпс по Майкопської реперу, м; 4 - поклади нафти

За більш глибоким інтервалах розрізу (верхня юра - нижня крейда) зона в східній частині характеризується більш складною будовою. Це велика, інтенсивно еродований карбонатная гряда, на північному схилі якої відзначається виклинцьовування піщано-алевролітових пластів нижнього крейди. Продуктивність верхнеюрским-нижньокрейдових відкладень поки має обмежений характер. Відкрито Південно-Хадиженськ газоконденсатне родовище (рис. 43) в карбонатному останці на глибині 2750 м, на Курінськой площі і в Мирної балці доведена промислова нетегазоносность виклінівающіхся пісковиків апта.

У зоні зчленування Західно-Кубанського прогину і Адигейського виступу виділяється ряд дрібних родовищ (Самурского, Ширванську-Безводненс-кое, Краснодагестанское), які кілька умовно включені в цю зону. У зв'язку з прикордонним становищем, розріз родовищ характеризується великою литологической мінливістю і наявністю стратиграфических і тектонічних незгод. Промислова газоносність пов'язана в основному g теригенними нижньокрейдових відкладів (готерів-Барр), що залягають на глибинах 1200-2500 м. Газоносність юрських карбонатних відкладень встановлена на Самурского і Ширванском родовищах. На Червоно-дагестанському родовищі газоносних і тріаси відкладення. Поклади структурно-літологічного типу.

Рис.43. Родовище Південно-Хадиженськ

1 - ізогіпс по покрівлі карбонатної товщі верхнього Тітона - берріаса, м; 2 -тектонічні порушення; 3 - контур газоносності; 4 - поклад газу; 5 - свердловини; 6 - лінія профілю

Охтирський-Сіверська зона нефтегазонакопления розташована безпосередньо на захід від Хадиженськ зони, але різко відрізняється від останньої за будовою і розподілу нафтогазоносності. У зоні зосереджено до 60% розвіданих запасів нафти південного борта Західно-Кубанського прогину. Вона включає 20 родовищ, з них 13 нафтових, 7 нафтогазових. Найбільш великими є родовища Зибза-Глибокий Яр, Но-водмітріевское, Охтирський-Бугундирское. Родовища приурочені до інтенсивно дислокованих, нерідко задертою палеогеновим складкам, перекритим моноклинально залягають відкладеннями Майкопа і неогену, в межах Калузької і Азовської антиклінальних зон. На більшості родовищ продуктивний Кумский горизонт еоцену, який складний глинисто-алевролітів різницями і місцями являє собою єдиний резервуар для тріщини порового типу потужністю в окремих випадках до 200 м. У розрізі палеоцену розвинене до дев'яти піщано-алевролітових продуктивних горизонтів (Охтирський-Бугундирское). Палеоген-еоценові поклади різноманітні за типами - склепінні, тектонічно і стратиграфически екрановані. Запаси нафти покладів в основному невеликі, найбільші - Новодмитріївська (еоцен), Охтирського-Бугундирское (палеоцен). Глибини залягання палеоцен-еоценових горизонтів в умовах крутого падіння на північ коливаються від 700 до 5500 м і нижче.

На окремих площах зони (Калузька, Новодмитріївська, Левкінс-кая, Сіверська, Азовська і ін.) Нафтоносних пісковики Майкопа (I і II горизонти). Поклади, що залягають на глибинах 500-2300 м, пов'язані з литологическими, структурно-літологічних і тектонічно екранованими пастками.запаси майкопських покладів, як правило, невеликі. Найбільша з них - Новодмитріївська.

Стратиграфія мезозойської-кайнозойських відкладень платформного чохла «-- попередня | наступна --» Тектоніка осадового чохла 10 сторінка
загрузка...
© om.net.ua