загрузка...
загрузка...
На головну

Тектоніка осадового чохла 10 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

Верхні продуктивні горизонти в розрізі зони пов'язані з піщано-Алєв-рітов і карбонатними породами понту і міоцену, які виклініваются по повстанню, утворюючи литологически екрановані пастки. Поклади, як правило, мають невеликі запаси і тільки дві з них характеризуються порівняно великими запасами (Зибза-Глибокий Яр і Абіна-Українська). Глибина залягання покладів від 400 до 1200 м. Приклади родовищ зони на рис. 44 і 45.

Мал.44. Родовище Українське

1 - ізогіпс по продуктивному V горизонту палеоцену, м; 2 - тектонічні порушення; 3 - лінії виклинювання пласта колектора; 4 - початковий зовнішній контур нафтоносності; 5 - поклади нафти; 6 - Свердловини; 7 - Лінія профілю

Кудако-Київська зона нефтегазонакопления є найзахіднішої зоною в межах південного борту Західно-Кубанського прогину. Її утворюють інтенсивно дислоковані міоцени складки, трансгресивної перекриті меотіс. Продуктивні піщано-алевролітовие і карбонатно-теригенні породи Чокрак-карагана та сармата, що залягають на глибинах 200-1100 м. Поклади в основному склепінні, рідше литологического типу. В межах зони розташовані родовища Кримське, Північно-Кримський, Кудако-Київське та ін. (Рис. 46).

НГР центральній частині і північного борту прогину.Цей нафтогазоносний район характеризується розвитком в розрізі осьової зони діапірізм по відкладеннях Майкопа і інтенсивної роздробленістю на північному борту. Вивчений бурінням осадовий чохол представлений в основному майкопськими і неогеновими відкладеннями потужністю понад 3 км. У центральній частині району структурно диференційований весь кайнозойский комплекс, тоді як на північному борту прогину локальні структури атектоническая походження (складки ущільнення) широко представлені в верхнеміоценово-пліо-цінової частини розрізу, але по Чокрак-Караганской комплексам, ускладненим численними порушеннями гравітаційної природи, мають моноклинальное будова.

В нафтогазоносній районі дві дві зони накопичення.

Слов'янсько-Рязанська - газова і анастасіївського-Троїцька - нафтогазова зони;остання об'єднує ряд структур однойменної широтно орієнтованої антиклинальной зони. Основний продуктивної частиною розрізу тут є піщано-алевролітовие відкладення меотіс і понт-Кіммерія,

залягають на глибинах від 600 до 2000 м. Поклади нафти і газу контролюються наддіопіровимі структурами, найважливіша з яких анастасіївського-Троїцька (рис. 47). На окремих структурах зони (Курчанська) продуктивні спорадично розвинені в розрізі колектори Чокрак.

В межах Слов'янсько-Рязанської зони встановлені газові поклади в пісковиках понту, який продуктивний в невеликих за розмірами і малоамплітудних структурах "ущільнення", нерівномірно розвинених по території. Глибини залягання покладів невеликі - 1000-1500 м. Приклад такого родовища на рис. 48.

У західній частині північного борту Західно-Кубанського прогину в міоценових комплексі виділяється серія тектонічних порушень, ймовірно, гравітаційного походження, до яких приурочений ряд брахіантікліна-лей. Тут відкриті в піщано-глинистих відкладах карагана газоконден-Сатна Прибережне і Сладковський родовища (рис. 49). Ще два родовища - Морозівське і Південно-Морозівське, виявлені в цій зоні, є нафтовими. Ця частина прогину розглядається як перспективна зона для виявлення структурних, структурно-тектонічних і літологічних пасток, що підтверджується рядом відкриттів нових родовищ в останні роки.

Рис.45. Родовища Калузької антиклинальной зони

а - поклади нафти Кумского горизонту: 1 - Ізогіпс по підошві III пачки Кумского

горизонту, м; 2 - Тектонічні порушення; 3 - поклади нафти; 4 - свердловини; 5 -

лінія профілю

б - поклади нафти і газу майкопською серії: 1 - ізогіпс по підошві майкопських

відкладень, м; 2 - тектонічні порушення; 3,4 - поклади: 3 - нафти, 4 - газу; 5 -

свердловини; 6 - Лінія профілю

Таманський НГР.Таманський нафтогазоносний район пов'язаний з глибокою, поперечної до основного передового прогину депрессионной зоною, виконаної 8-12-кілометровою товщею третинних і мезозойських опадів (розкрита бурінням потужність понад 5,5 км). Для НГР характерні: прояв майкопського діапіріза і кріптодіапірізма і висока структурна диференціація перекривають неогенових відкладень. Будова мезозойських комплексів (в основному верхнемелового) вивчено недостатньо, і тільки в північній частині району досить впевнено фіксуються окремі складки.

Північно-Таманська зона нефтегазонакопления і Керченсько-Таманс-кая зона газонакопичення виділяються в межах Таманського НГР.

Основним продуктивним горизонтом тут є теригенно-карбо-кімнатної відкладення міоцену (сарматів, караган-Чокрак), залягають на глибинах 750-1200 м. Поклади переважно нафтові, приурочені до невеликих Антиклиналь з амплітудами 100-200 м, ускладненим діапірізм і розривними порушеннями. В цілому, в міоцені виявлено 16 малорозмірних нафтових і газових родовищ. Поклади сводового типу, нерідко тектонічно екрановані (рис. 50).

Мал. 46. Північно-Кримський нафтове родовище 1 - Ізогіпс по покрівлі горизонту XVIII (Чокрак), м; 2 - тектонічне порушення; 3 - Контур нафтоносності; 4 - поклади нафти; 5 - свердловини; 6 - лінія профілю

Мал. 48. Родовище Гарбузовское

1 - ізогіпс по покрівлі II понтіческого горизонту, і; 2 - контур газоносності; 3 - поклад газу; 4 - Свердловини; 5 - лінія профілю

Крім того, в найбільш піднятій північно-західній частині Північно-Та-Манський ЗНГ на Фонталовской антиклинали в субфлішевих мергелистих-ізвестковістих верхньокрейдяних відкладеннях на глибині 4000-4040 м виявлена невелика газова поклад (рис. 51). Колекторські властивості резервуара визначаються тріщиною ємністю і вторинної пустотностью карбонатів.

ВТерско-Каспійської НГОрозташовані два НГР (див. рис. 27).

Терско-Сунженський НГР.Займає велику територію передового прогину, що охоплює протяжні, тектонічно ускладнені зони складок в осьової його частини і бортових зонах, в тому числі південній, де знаходиться Чорногорська монокліналь. Осадовий розріз району вивчений від неогенових до верхнеюрских відкладень, причому в розрізі останніх широко розвинені евапорітових опади. Потужність осадового чохла перевищує 7,5 км. За прогнозом вона становить 10 км. Комплекси розрізу найбільш дислоковані в осьової частини прогину, в зонах передових складок; в бортових частинах прогину структурна диференціація слабшає.

В межах НГР виділяються п'ять зон нефтегазонакопления, що характеризуються специфічними особливостями будови і розподілу скупчень вуглеводнів.

Дві зонинефтегазонакопленія, що містять більше 90 % всіх розвідувальних запасів нафти, - Терская і Сунженського, характеризуються значною мірою загальними рисами будови і розміщення родовищ. Обидві зони утворюють ряд протяжних вузьких антиклінальних високоамплітудних складок, ускладнених розривними порушеннями. Найбільші з них виражені в рельєфі Терського, Брагунского і інших хребтів. Характерно спрощення загального структурного плану з глибиною від неогенового до крейдяного комплексу. Складкіосложнени надвігамі з амплітудою зміщення до 2 км, діагональними взбросамі і скидами. У прібортових і поднадвігових зонах цих структур виявлені поховані складки з амплітудами 100-300 м, порушені по крилах поздовжніми взбросамі. Поховані складки, "структури-супутники", так само як і основні складки, групуються в лінійні зони, але не знаходять відображення в верхньому структурному поверсі. Фактично за основними структурам кожна складка в неогені побудована дуже складно, а по крейда-палеогеновому комплексу щодо просто. За супутнім структурам картина зворотна: структури виражені по крейда-палеогеновому комплексу, а в верхньому структурному поверсі залягають моноклинально. Діапазон нафтогазоносності охоплює відкладення від неогену до юри, поклади в основному нафтові.

I

Мал. 49. Родовище Сладковський

1 - ізогіпс по покрівлі продуктивного пласта нижнього Чокрак, м; 2 тектонічні порушення; 3 - початковий зовнішній контур газоносності; 4 газоконденсатна поклад; 5 - свердловини; 6 - лінія профілю

Терская зона нефтегазонакопления має протяжність близько 200 км при ширині 5-10 км. Складають зону підняття: Арак-Далатарек, Ахловс-кое, Малгобек-Вознесенівський-Алі-Юрт-Алхазово-Гірське, Ельдаровское, Хаян-Кортовское, Горячеісточненское (Яструбине), Брагунское, Гудермесського (Західне, Східне, Південне, Петропавлівське), ускладнені в прібортових і поднадвігових зонах похованими складками (Північно-МАЛГОСЯ-бекського, Мінеральне, Північно-Мінеральне, Північно-Брагунское і ін.). Найбільші в зоні структури Малгобек-Горська і Брагунская з амплітудами до 0,8-1,2 км, розміри 40,0х (2,5-3,2) км.

Мал. 50. Родовище Західно-Нафтове

1 - ізогіпс по покрівлі продуктивного горизонту сарматського ярусу верхнього міоцену, м; 2 - Тектонічні порушення; 3 - контур нафтоносності; 4 - поклад нафти; 5 - свердловини; 6 - лінія профілю; 7 - брекчии

Мал. 51. Родовище Фонталовское

1 - ізогіпс по покрівлі турон-сантонского ярусу верхньої крейди, м; 2 - контур газоносності; 3 - поклад газу; 4 - свердловини; 5 - лінія профілю

В межах зони встановлено 12 родовищ, більшість з яких характеризуються широким діапазоном нафтогазоносних ™, і тільки на структурах супутньої складчастості поклади поки встановлені тільки в верхнемелового комплексі (рис. 52). Родовища зони містять половину всіх розвіданих запасів нафт Терско-Сунженського нафтогазоносного району. У відкладеннях неогену продуктивні горизонти приурочені до піщаних горизонтів Чокрак і карагана, діапазон нафтогазоносності охоплює I-XIV пласти карагана та XV-XXIV пласти Чокрак, на окремих родовищах число продуктивних горизонтів від 2 до 21. Однак у зв'язку з великою оголеністю і значним розмивом порід неогенового комплексу, поклади нафти встановлені на обмеженому числі структур (Малгобек-Гірське, Ель-Даровське, Брагунское і Гудермесського) на глибині 0,5-4,0 км. Родовища многопластовие, максимальне число покладів на газонафтовому родовищі Малгобек-Гірське - 21. Родовища характеризуються складною будовою, тип покладів пластово-сводовий, переважно тектонічно рідше литологически екранований. Покришками є глинисті прошарки караган-Чокрак і глини сармата (потужністю до 800 м).

У верхнемелового поверсі нафтогазоносності поклади нафти встановлені на 11 родовищах, з них 4 приурочені до "структурам-супутникам". Верхня крейда - основний продуктивний комплекс, - містить 80% всіх розвіданих запасів зони. Комплекс представлений карбонатними породами потужністю 250-500 м, колектор тріщинні, тріщини-порові, кавернозно-тріщинні. Розподіл тріщиною ємності в цілому закономірно пов'язано зі структурною формою пласта і досягає максимальних значень в найбільш дислокованих ділянках. Разом з тим, розподіл трещиноватости в межах окремих складок досить мінливе, що призводить до нерівномірного нафтогазонасиченості резервуара. На Північному Малгобеку, наприклад, в прісводовой частини (поблизу різкого перегину шарів) свердловини фонтанують кілька років, а на пологому зводі отримані слабкі притоки води. Екраном верхнемелового резервуара на більшості складок служать глинисто-мергелістих породи палеогену, які в окремих випадках втрачають ізолюючі властивості і утворюють єдиний з верхнім крейдою резервуар (Хаян-Корт, Ельдарово, Малгобек-Гірське, Брагуни). Поклади масивні, склепінні, масивно-пластові на глибинах від 3,0 до 5,5 км. Запаси на основних складках в 2-5 разів перевищують запаси на "структурах-супутниках".

У розрізі нижнемелового нафтогазоносного комплексу виділяються два поверхи продуктивності - теригенний АПТ-альбский і переважно вапняково-доломітовий неокомских. В межах Терской зони нафтоносність нижньокрейдових відкладів встановлена на семи площах: Арак-Дала-тарекской, Ахловской, Малгобек-Горської, Хаян-Кортовской, Ельдаровской, Горячеісточненской, Брагунской. Основна продуктивність пов'язана з АПТ-ніжнеальбской частиною розрізу, представленої серією глинисто-карбонатних пластів, пісковиків і алевролітів (до шести), розділених глинами. Піщано-алевролітовие пласти не мають властивостей, властивих гранулярним колекторам, оскільки в них широко розвинена мікротріщинуватості, яка зачіпає також глинисті прошарки. Тому піщано-алевролітовие пласти, розташовані в різних частинах потужного розрізу апта - нижнього альба (200-300 м), утворюють єдиний резервуар порово-тріщиною типу. У цьому резервуарі в межах зони встановлені сводовие пластово-масивні поклади на шести площах на глибинах від 3,5 до 5,0 км. Поклади нафтові. На ряді родовищ в умовах високої тектонічної напруженості відзначена зв'язок нижне- і верхньокрейдяних покладів (Брагуни).

Неокомских відкладення продуктивні на чотирьох площах (Арак-Дала-Тарек, Ахлово, Малгобек-Вознесенівський і Яструбине), на перших трьох тільки у відкладеннях валанжина. На яструбина родовищі - невелика поклад нафти у відкладеннях баррема (піщано-алевролітовие V пласт). Основний продуктивний горизонт в валанжина представлений вапняками і доломітами з гніздами, лінзами і прошарками ангідритів в середній частині розрізу. Колектор для тріщини кавернозний, поклади масивно-склепінні. Запаси покладів невеликі. Характерною рисою цих покладів є високий вміст в пластовій середовищі сірководню.

Нафтогазоносність юрського комплексу в межах Терско-Сунженського району вивчена слабо в зв'язку з великими глибинами залягання комплексу. В межах Терской зонинефтегазонакопленія встановлена нафтоносність верхнеюрских надсольових карбонатних відкладень на Малгобек-Вознесеновс-ком родовищі. Поклад на глибині 4400 м масивно-пластового типу, розміри 15x1,2 км висотою 260 м. Юрський надсолевого карбонатний комплекс разом з валанжинских становить єдиний поверх нафтогазоносності, характеризуючись загальними рисами будови, в часності, високим вмістом сірководню (більше 6%) в пластовій середовищі .

Сунженського зона нефтегазонакопления субширотного простягання, протяжністю 120х (7-15) км і висотою 0,5-1,0 км, складається з Харбіжінского, Заманкульского, Карабулак-Ачалукского, Серноводське, Старогрозненском, Жовтневого та Андріївського підняттів. Найбільш піднятими є Заманкульское і Карабулак-Ачалукское. Північні крила складок ускладнені надвігамі з амплітудою понад 2 км, в поднадвіговой частини в крейдяному комплексі виявлено поховані складки - Північно-Заманкульская, Північно-Карабулакський і ін.

Мал. 52. Родовища Брагунское і Північно-Брагунское

1 - ізогіпс по покрівлі верхньокрейдяних відкладень, м; 2 - тектонічні

порушення; 3 - контур нафтоносності; 4 - поклади нафти; 5 - свердловини; 6 - лінія

профілю

В межах зони встановлено вісім родовищ, діапазон нафтогазоносності охоплює відкладення від неогену до юри. Так само, як і в Терської зоні, внаслідок ерозії поклади в неогеновому комплексі, встановлені на обмеженому числі площ. Тут, в східній, найбільш зануреної частини зони, встановлені два великих родовища: Старогрозненском і Жовтневе. Родовища многопластовие - I-XIV Караганской і XV-XXIV Чокракське горизонти; тип покладів пластово-сводовий тектонічно, рідше литологически екранований (родовище Гойти-Корт). За величиною запасів нафти промислових категорій в Сунженской зоні неогенових комплекс стоїть на першому місці (54% всіх розвіданих запасів нафти зони). У відкладеннях верхньої крейди зосереджено 32% розвіданих запасів нафти в зоні, які розподілені в шести родовищах. Поклади аналогічні верхньокрейдяним Терской зони. Найбільш великими є Старогрозненском і Жовтневе.

У ніжнемеловоє комплексі Сунженской зони встановлені поклади в основному нафти, на п'яти площах, в тому числі: у відкладеннях апта - на трьох родовищах (Карабулак-Ачалуки, Жовтневе, Старогрозненском), у відкладеннях баррема - на Заманкульской поклади, у відкладеннях валанжина -на трьох площах (Заманкул, Харбіжін - нафта, Старогрозненском - газ). Поклади нафти в верхнеюрском надсолевого комплексі встановлені на двох площах - Заманкул і Харбіжін.

Поклади нафти в аптского відкладеннях відносяться до масивно-пластового типу, залягають на глибинах 2800 м на заході Сунженской зони і на глибинах 4800 м на сході. Колектор теригенний тріщини-порового типу, покришками служать альбского глини. Однак в умовах високої тектонічної напруженості, що екранують властивості останніх порушені, спостерігається зв'язок з верхнемеловой залежью (Жовтнева).

У розрізі карбонатного валанжина-верхньоюрського надсолевого нафтогазоносного комплексу на родовищах Заманкульское і Харбіжінское виявлені поклади нафти, а на родовищі Старогрозненском - поклад газу. Поклади масивного типу, на глибинах, відповідно, 4800-5000 м, 3850 2959 м і 5320 м. Характеризуються високим вмістом сірководню (до 23,9%). Найбільш характерні родовища зон представлені на рис. 53 і 54.

Таким чином, описані вище зонинефтегазонакопленія - Терская і Сунженського, є основними на території однойменного нафтогазоносного району і містять, відповідно, 50 і 44% всіх розвіданих запасів нафти району. До них же приурочені і найбільші в Північно-Кавказькому регіоні родовища нафти - Старогрозненском, Малгобек-Алі-Юрт-Алхазово-Гірське і Жовтневе. Решта запаси (6%) району розподілені по родовищах Прітеречной, Радянсько-Курської і Алханчур-тской-Петропавлівської зон нефтегазонакопления.

Прітеречная зона нефтегазонакопления розташована на північному борту Терско-Каспійського прогину і включає Правобережне, і серед червені та Лісове родовища. При ідентичності литолого-стратиграфического будови осадового чохла з Терской і Сунженской зонами Прітеречная характе-

ризуется ряд відмінностей - обмежений розвиток структур, гіпсометричні занурене залягання верхньої крейди (понад 5 км), невисока продуктивність неогенового комплексу, розвиток в сарматських відкладах невеликих покладів газу; основний продуктивний горизонт - верхня крейда.

Найбільшим діапазоном нафтогазоносності характеризується Правобережне родовище (сарматів, Чокрак, верхня крейда і АПТ). Найзначніша поклад - в верхньокрейдяних відкладеннях масивного типу, колектор являє єдиний тріщини-кавернозний резервуар. У теригенних відкладеннях виявлено невелика масивно-пластова поклад нафти. У неогені -типові для району дрібні пластово-склепінні екрановані поклади.

У розрізі червленим родовища встановлені газові поклади в сарматських і нафти в верхньокрейдяних відкладеннях (рис. 55). Поклад нафти приурочена до локальної зоні підвищеної тріщинуватості вапняків. Поклад розвинена на північному крилі антиклинальной складки і відноситься до типу литологически екранованих, колектор для тріщини каверновий.

Газові поклади виявлені в верхньому сармати, приурочені до піщаних пластів з рідкими прошарками глин, залягають на глибинах 1500-1600 м. Поклад обмежених розмірів, пластово-сводового типу.

Лісове верхнемеловое родовище контролюється асиметричною брахіантикліналями субширотного простягання, крила структури ускладнені скидами. Колектор карбонатний, тріщини-каверновий. Поклад нафти дрібна по запасах.

Мал.53. Родовище Харбіжінское

1 - Ізогіпс по покрівлі валанжинских відкладень, м; 2 - тектонічні порушення; 3 - Контур нафтоносності; 4 - Поклади нафти; 5 - свердловини; 6 - лінія профілю

Радянсько-Курську зону нефтенакопленія, на відміну від інших зон цього району, утворюють структури платформного типу, які характеризуються специфічними особливостями розвитку, які виражаються у невідповідності сучасних і стародавніх склепінь. Останні розташовані на східних перікліналях сучасних структур, де з розвинені малоамплітудні порушення в нижніх частинах мезозойського розрізу, особливо в складених карбонатними породами, що призвело до виникнення зон розущільнення вапняків, є колекторами. З одного з подібних зон в вапняках валанжина-берріаса пов'язано Курське родовище нафти. Поклад пластовий, структурно-літологічного типу, залягає на глибинах близько 5 км. Вище по розрізу поклади нафти виявлені в розущільнених вапняках верхньої крейди і тріщинних різницях глин нижнього майкопа-хадума на Радянській площі. Обидві поклади зміщені на східну перікліналь структури, в зону палеосвода. Глибини залягання 2900-3100 м. Приклади родовищ зони наведені на рис. 56 і 57.

Мал.54. родовище Старогрозненском

1 - ізогіпс по покрівлі верхньокрейдяних відкладень, м; 2 - тектонічні порушення; 3 - контур нафтоносності; 4, 5 - поклади: 4 - Нафти, 5 - газу; 6 -свердловини; 7 - Лінія профілю

Алханчуртско-Петропавлівська зона нефтегазонакопления приурочена до депресійної зонам. В останнє десятиліття пошуково-розвідувальними роботами було встановлено наявність похованих підняттів по крейда-палеогеновому комплексу в депресійних зонах. На ряді таких структур (Ханкальское, Північно-Джалкінкое і Алханчуртское) до теперішнього часу встановлено поклади нафти в крейда-палеогенових відкладах і поки єдина поклад газу в альбом-аптского (Ханкальское). Зазначені родовища розташовані в різних депресійних зонах (Алханчуртской і Петропавлівської), які поділяють Терськую і Сунженскую антиклінальні зони, і не утворюють єдиної чіткої лінії. Однак ці підняття характеризуються близькими рисами будови - це типові структури супутньої складчастості і по палеоген-верхньокрейдяним відкладенням представляють собою вузькі антикліналі субширотного простягання, обмежені з півночі і півдня розривними порушеннями (рис. 58). Карбонатний колектор являє собою єдиний тріщини-кавернозний резервуар. Поклади нафти встановлені на глибинах 4500 м на Алханчуртском родовищі (палеоген) і на глибинах 5400 м на Північно-Джалкінском і Ханкальском (верхня крейда) родовищах. Поклади масивно-склепінні, дрібні. На Ханкальском родовищі в піщано-алевролітових (II пласт) АПТ-ніжнеальбскіх відкладеннях на глибині 5900 м встановлена поклад газу. Поклад характеризується високим пластовим тиском, в той час як в верхнемеловой поклади коефіцієнт аномалійно становить 1,1. В даний час структури супутньої складчастості є основними об'єктами пошуків в депресійних зонах.

На закінчення необхідно відзначити, що поодинокі родовища нафти і газу виявлені в межах Чорногорської моноклинали (Датих, Беной, Мескети). В розрізі першого невеликі поклади нафти встановлені в юрських подсолевих відкладеннях. Два інших родовища містять поклади нефтегазоконденсата (Беной) і нафти (Мескети) в верхньокрейдяних відкладеннях. Чорногорська монокліналь характеризується складною будовою - ускладнена виступами діагонального напрямку. Найбільш великими є Аргуданскій, Коринський, Датихскій і Бенойського виступи. Кайнозойські відклади тут залягають моноклинально, верхнемеловой комплекс має покровно-надвиговую будова. Ці поднадвіговие складки представляють інтерес при пошуках родовищ. Але основні перспективи в межах Чорногорської моноклинали зв'язуються з юрскими відкладеннями - карбонатними межсолевимі і подсолевом Оксфорд-кіммерідж-Тітона, а також піщано-глинистими опадами келловея і середньої юри.

Мал.55. родовище червленим

1 - ізогіпс по покрівлі верхньокрейдяних відкладень, м; 2 - Тектонічні порушення; 3 - контур нафтоносності; 4, 5 - поклади: 4 - газу, 5 - нафти; 6 -свердловини; 7 - лінія профілю

Ріс.56. родовище Радянське

1 - ізогіпс по покрівлі продуктивної пачки Майкопа, м; 2, 3 - контури покладів: 2 - майкопською, 3 верхнемеловой; 4 - поклади нафти; 5 - свердловини; 6 - Лінія профілю

Ріс.57. Курське родовище

1 - ізогіпс по покрівлі II3 пласта берріаса, м; 2 - зона локального розвитку колекторів берріаса; 3 - контур поклади; 4 - Поклади нафти; 5 - свердловини; 6 -лінія профілю

Ріс.58. родовище Ханкальское

1 - ізогапси по покрівлі верхньокрейдяних відкладень, м; 2 - тектонічні порушення; 3 - контур нафтогазоносності; 4,5 - поклади: 4 - Нафти, 5 - газу; 6 - Свердловини; 7 -лінія профілю

Південно-Дагестанський ГНР.Цей нафтогазоносний район розташований в межах південно-східного вузького геосинклинального борту Терско-Каспійського передового прогину. У південній його частині неоген-палеогенові і мезозойські відкладення (аж до середньої юри) потужністю до 5,5 км, як правило, інтенсивно дислоковані, тоді як на півночі в розкритій частині розрізу (до верхньої юри), складки фіксуються тільки під моноклинально залягає неоген -майкопскім комплексом. Складне тектонічна будова даної території, що включає різні структурні зони Дагестанського клина, визначило розмаїтість у розподілі покладів вуглеводнів в розрізах 17 відомих тут родовищ, об'єднаних в чотири зони газонефтенакопленія.

Нараттюбінская зона газонефтенакопленія об'єднує структури однойменної тваринний надвиговую зони, що є північною фронтальною частиною Дагестанського клина. Відмінна риса цієї тектонічної зони - різке планове невідповідність моноклинально залягають неоген-майкопських комплексів і інтенсивно дислокованих ніжнепалеогеновим імезозойскіх порід. Тільки окремі складки (Ачісу, Махачкалінська) відображені в усьому розрізі, але нерідко з плановим змішанням сводових частин.

Осадовий розріз зони в принципі ідентичний в різних її частинах. Кайнозой представлений піщано-глинистих неогенного потужністю 1-3 км; переважно глинистих Майкоп (1,5-2,4 км), в розрізі якого нерідко містяться великі глибові впровадження карбонатних порід еоцену (розміри до 45 м), і мергелистих-вапняковими опадами еоцену потужністю 65-250 м. У розрізі мезозою повсюдно розвинені вапняки верхньої крейди (400-600 м), малопотужні глинисто-піщані опади альбом-апта (до 250 м), вапняково-доломітового-ангідритові породи неокома (понад 200 м) і верхньої юри (понад 500 м) і переважно аргіллітовая за складом середня юра (розкрита потужність 450 м). Різниця будови осадових розрізів в межах зони тільки в тому, що в центральній її частині і на південному сході значно еродованих неоген (до Чокрак включно) і на ряді структур відсутні неоком і верхня юра. На площі Ачісу, наприклад, альбом-АПТ безпосередньо залягає на середній юре.

Поклади нафти і газу виявлені в діапазоні від карагана до неоком-верх-неюрскіх відкладень.

Єдина газова поклад в одному з піщаних горизонтів карагана встановлена на родовищі Махачкала-Тарки. На Махачкалінському ділянці цього родовища нафтоносних також чотири піщаних пласта в розрізі Чокрак в межах високоамплітудними (до 340 м) брахіантікліналі з розмірами 8x2 км. Поклади пластово-склепінні, рідше структурно-літології-етичні, в одиничних випадках (ділянка Тернаір) - литологического типу. Глибина залягання покладів до 1,5 км. Відкладення Чокрак нафтоносних ще на одному родовищі - Ачісу. Тут вісім продуктивних пластів в межах брахиантіклінальниє складки (13x2 км) з амплітудою 300 м. Поклади пластові, склепінчасті, залягають на глибинах 800-3000 м.

Тектоніка осадового чохла 9 сторінка «-- попередня | наступна --» Тектоніка осадового чохла 11 сторінка
загрузка...
© om.net.ua