Юрско-неоком-аптский комплекс 2 страница

Озек-Суаткая зона нефтенакопления в тектоническом отношении охватывает обширное по площади одноименное поднятие и прилегающую к нему на западе Кумскую депрессию. По основным продуктивным комплексам зона представляет собой крупную террасу, осложненную многочисленными поднятиями, которые размешены незакономерно, обрамляя, в основном, изометрическое по форме Озек-Суатское поднятие. Основную часть осадочного чехла зоны составляют отложения нижнего мела-неогена. Триас развит спорадически в депрессионных участках, юра распространена более широко, но в основном на юго-востоке зоны, в районе Озек-Суатского поднятия.

 

 

Рис.32. Месторождение Юбилейное

1 - изогипсы по кровле нефтекумской свиты нижнего триаса, м; 2 - тектонические нарушения; 3 - линия выклинивания доломитовой пачки нефтекумской свиты; 4,5-начальные контуры нефтеносности: 4 - по доломитовой пачке, 5 - по кварцитовой пачке нефтекумской свиты; 6, 7 - залежи: 6 - газа, 7 - нефти; 8 - скважины; 9 -линия профиля

 

Нижним промышленно-нефтегазоносным комплексом в разрезе Озек-Су-атской зоны являются средне- и верхнеюрские отложения. Здесь продуктивны четыре песчано-алевролитовых пласта (V, IV, II и I), залегающих на глубинах 3300-3400 м. Залежи по типу пластово-сводовые, нередко с элементами литологического замещения. Самая крупная по запасам нефти залежь на Озек-Суате. Все остальные залежи относятся к категории мелких.

В разрезе нижнего мела продуктивны четыре горизонта: XIII и IX в неокоме, VIII (основной по запасам) в апте и I в альбе. Коллекторы неокома сложены терригенно-карбонатными осадками, апта и альба - разнозернистыми песчаниками и алевролитами. Залежи, в основном, пластово-сводового и структурно-литологического типов. Диапазон глубин залегания по разрезу - от 2450 до 3150 м.

Верхнемеловые залежи связаны с трещинными разностями известняков Маастрихта. Глубины залегания верхнемеловых залежей около 2400 м. Самой крупной по запасам является залежь Подсолнечная, минимальные запасы имеет Владимирская залежь.

Верхним стратиграфическим комплексом зоны с установленной промышленной нефтегазоносностью является хадум. Трещинные аргиллиты, образующие резервуар, продуктивны на единичных площадях (Озек-Суат и Озек-Суат Южный) и имеют ограниченные запасы.

Таким образом, залежи Озек-Суатской зоны нефтегазонакопления распределены в более чем 1200-метровом интервале разреза, охватывающем отложения от средней юры до хадума включительно, но основной продуктивной толщей является 200-метровая по мощности апт-неокомская часть осадочного разреза. Пример одного из месторождений зоны приведен на рис. 34.

 

Рис. 33. Капиевское месторождение

1 - изогипсы по кровле IX пласта нижнего мела, м; 2 - контур нефтеносности; 3 - песчаники; 4 - алевролиты; 5 - залежи нефти; 6 - скважины; 7 - линия профиля

 

Прасковейско-Ачикулакская зона нефтегазонакопления объединяет многочисленные структуры одноименного тектонического вала. Наиболее четко вал выражен в своей западной части, где расположены крупные Прасковейс-кая (25x8 км) и Ачикулакская (20x5 км) структуры. На востоке вала локальные поднятия по площади и амплитудам значительно меньше, но их число значительно. Осадочный чехол зоны слагают породы от нижнего мела до неогена. Осадки триаса и юры, которые в прилегающих с востока районах являются не только промышленно-нефтегазоносными, но также нефтегазоге-нерирующими толщами, во многом определяющими продуктивность перекрывающих неоком-аптских отложений, здесь развиты спорадически. В пределах рассматриваемой зоны последние (неоком-апт) не содержат залежей.

Промышленная продуктивность зоны начинается с альбеких отложений. Нефтеносным является I пласт, сложенный чередованием мелкозернистых песчаников и алевролитов. Залежи нефти пластово-сводового типа, в отдельных случаях с элементами литологического экранирования, залегают на глубинах 2750-2850 м. Наиболее крупной по запасам является Западно-Мектебская залежь, минимальной - Бектемировская залежь.

Другим нефтеносным комплексом в разрезе зоны является верхний мел. Основной продуктивный горизонт приурочен к трещинным известнякам Маастрихта, на Лесной площади нефтеносен также кампан. Верхнемеловые залежи характеризуются специфическим строением. На поднятиях они приурочены к зонам тектонического разуплотнения, которые соответствуют не современным, а палеоводам. Из-за пространственного несовпадения последних залежи оказываются смещенными на периклинали современных структур и имеют наклонные водонефтяные контакты (ВНК) с перепадом глубин от нескольких метров до нескольких десятков метров. На Лесном месторождении залежь приурочена к погружению структурного носа с разницей в глубинах залегания ВНК более 60 м. Залежи характеризуются также нетипичной выпуклой формой поверхности ВНК, обращенной в сторону подошвы резервуара. Наконец, залежи не являются гомогенными нефтяными телами. Коллектор содержит чередующиеся прослои, насыщенные нефтью и водой. Притоки жидкости, независимо от дебита, представляют собой смесь нефти и воды в различном процентном соотношении. Верхнемеловые залежи залегают на глубинах 2500-2650 м. Наиболее крупные по запасам залежи Ачикулак и Лесная.

 

 

 

Рис. 34. Подсолнечное месторождение

1 - изогипсы по кровле I пласта верхнего мела, м; 2 - линия выклинивания пласта; 3 - контур нефтеносности; 4 - залежи нефти; 5 - скважины; 6 - линия профиля

 

Залежи нефти в палеогеновых отложениях связаны, в основном, с кумско-керестинской и белоглинской свитами верхнего эоцена. Резервуар здесь образуют трещинные разности известняков и мергелей. Последние пространственно совпадают с древними сводами поднятий, вследствие чего в современном структурном плане они оказываются смешенными на периклинали этих поднятий. Глубины залегания залежей 2300-2500 м. Наиболее крупной по запасам залежью в палеоцене является Прасковейская. Следует отметить, что эта площадь - единственная в зоне, где содержится залежь нефти в отложениях черкесской свиты среднего эоцена.

Последним продуктивным горизонтом в разрезе Прасковейско-Ачикулак-ской зоны является хадум (нижняя часть Майкопа). Резервуар представляет собой зоны повышенной трещиноватости мергелисто-аргиллитовых пород. Залежи нефти структурно-литологического типа, приурочены, как и в верхнем мелу и эоцене, к периферийным участкам структур. Залежи в хадуме малоразмерные. Самой крупной по запасам в хадуме является Прасковейская залежь.

В целом, залежи Прасковейско-Ачикулакской зоны нефтегазонакопления (рис. 35) приурочены к 500-метровому по мощности интервалу разреза, охватывающему осадки от альба до хадума. В других частях разреза залежи отсутствуют или же они очень ограниченны и не имеют промышленного значения (Прикумская газовая залежь в чокраке). В перспективе можно ожидать выявления залежей в нижнем триасе, который развит в отдельных депрессионных участках зоны, типа Катериновского газоконденсатного месторождения.

 

 

 

Рис. 35. Месторождение Ачикулакское

1 - изогипсы по кровле I пласта верхнего мела, м; 2 - контур нефтеносности; 3 -залежи нефти; 4 - скважины; 5 - линия профиля

 

Мирненская зона газонакопления объединяет локальные поднятия, осложняющие террасовидный уступ зоны сочленения Ставропольского свода и Прикумской системы поднятий. Структуры этой транзитной зоны имеют различные размеры, ориентировку и не образуют четких структурных линий. Осадочный разрез зоны, в отличие от других зон района, характеризуется сокращенным разрезом нижнего мела (альб-апт), залегающего на фундаменте. Отличается зона также отсутствием в разрезе скоплений нефти. Основные продуктивные горизонты, в альбе (три песчаных пласта) и апте (один пласт) содержат газоконденсат. Залежи структурного и структурно-литологического типа залегают на глубинах 2550-2760 м. Самое крупное месторождение зоны - Мирненское, где газоносны также три песчаных пласта в разрезе верхнего Майкопа (рис. 36).

 

Рис. 36. Месторождение Мирненское

1 - изогипсы по кровле продуктивного пласта нижнего мела, м; 2, 3 - линии литологического замещения: 2 - III пласта нижнего мела, 3 - IV пласта нижнего мела; 4-6 - внешние первоначальные контуры газоносности: 4 - II пласта, 5 - III пласта, 6 - IV пласта; 7 - залежи газа; 8 - скважины; 9 - линия профиля

 

Восточно-Ставропольский НГР.Этот нефтегазоносный район приурочен к полузамкнутой внутриплатформенной впадине. Осадочный чехол в изученной части разреза сложен неоген-меловыми отложениями (мощность до 2,8 км). В юго-западной части разреза возможно развиты юрские и триасовые отложения. Дислоцированность всех комплексов разреза повсеместна, но рельефность структур ослабевает вверх по разрезу.

Журавская зона нефтегазонакопления. - это пока единственная известная в районе. Зону образуют одноименное и Воробьевское месторождения (рис. 37, 38).

Продуктивными отложениями в разрезе зоны являются нижний Майкоп и хадум, сложенные однообразными пачками листовато-чешуйчатых глин. Неф-тенасыщенные интервалы приурочены к разуплотненным разностям последних, каковыми являются глины с повышенным содержанием кремнезема. Именно эти интенсивно окремненные слои глин наиболее подвержены разуплотнению (микротрещиноватости) при воздействии тектонических сил деформации.

Залежи нефти на обоих месторождениях не контролируются структурным планом продуктивных горизонтов, т.е. приуроченностью к положительным формам рельефа. Нефть залегает в условиях моноклинали, структурных носов, бортовых частей депрессий. Зоны нефтенасыщения незакономерно размещены по площади, но они четко приурочены к участкам, где в отложениях, подстилающих нижний майкоп-хадум, развиты тектонические нарушения. Именно благодаря этим нарушениям (активизация в неогеновый период истории) в осадках нижнего майкопа-хадума формировались тектонически ослабленные разуплотненные зоны. При этом интенсивность тектонических деформаций определяет различную эффективную емкость глинистого коллектора, о чем свидетельствуют существенные различия в продуктивности нефтяных скважин (от сотен литров до 86-114 м³/сут). Два продуктивных горизонта в нижнем Майкопе и хадуме залегают на глубине 2150-2200 м.

За исключением чокрака (небольшая залежь газа) продуктивность других частей разреза Журавской зоны нефтегазонакопления пока не установлена. Только в южной части Восточно-Ставропольского НГР, в зоне его сочленения с Минераловодским выступом, выявлено Веселовское месторождение газа. В пределах небольшого поднятия продуктивны два горизонта - песчаники апта и черкесской свиты эоцена на глубинах, соответственно, 2400 и 1450 м. Обе залежи пластово-сводового типа, незначительные по запасам.

 

 

 

Рис. 37. Месторождение Журавское

1 - изогипсы по кровле продуктивного пласта нижнего Майкопа, м; 2 - контур нефтеносности; 3,4 - залежи: 3 - нефти; 4 - газа; 5 - скважины; 6 - линия профиля

 

В пределах НГО Кряжа Карпинскоговыделен только один газонефтеносный район.

Промысловско-Камышанский ГНР(см. рис. 24). Этот район связан с восточной частью кряжа. В структурном отношении он приурочен к крупной пологой моноклинали южного склона кряжа Карпинского и протяженной блоковой антиклинальной зоне в осевой его части. В разрезе последней за счет интенсивной эрозии из разреза выпадают отложения Майкопа и частично эоцен-палеоцена и верхнего мела. Более 2 км по мощности разрез здесь сложен юрскими, меловыми и неогеновыми отложениями. В пределах южного склона кряжа осадочный чехол более мощный (до 3,5-4 км), хотя майкоп эродирован на различную глубину. Дислоцированность юрско-нижнемело-вых комплексов в осевой зоне кряжа достаточно высокая, в отличие от южнее расположенного моноклинального склона, где структуры, хоть и развиты широко, но за редким исключением малоразмерны и имеют небольшие амплитуды. В районе четко выделяются две зоны нефтегазонакопления.

 

 

 

Рис. 38. Месторождение Воробьевское

1 - изогипсы по кровле продуктивного пласта нижнего Майкопа, м; 2 - контур нефтеносности; 3 - залежи нефти; 4 - скважины; 5 - линия профиля

 

Цубукско-Промысловская зона газонефтенакопления расположена в осевой части кряжа Карпинского, характеризующейся интенсивной разрывной тектоникой. В разрезе осадочного чехла зоны мощностью до 2 км, сложенного юрскими, нижнемеловыми, спорадически верхнемеловыми и палеогеновыми отложениями, и маломощным неогеном, продуктивными являются кровельные песчаники нижнего альба. Залежи залегают в интервале глубин 0,8-1,1 км, они газовые (Цубукское, Межевое, Промысловское месторождения) и газонефтяные (Тенгутинское и Олейниковское месторождения). Наряду со сводовыми залежами простого строения (Цубукская), здесь встречены тектонически нарушенные (Олейниковская) и тектонически экранированные (Промысловская) (рис. 39). Залежи газа в основном небольшие по запасам. Самым крупным месторождением зоны является Олейниковское газонефтяное.

 

 

Рис.39. Олейниковское газонефтяное и Промысловское газовое месторождения (по материалам Волго-Донского геологического управления)

I - Промысловское газовое месторождение; II - Олейниковское газонефтяное месторождение

1 - изогипсы по кровле нижнего альба, м; 2 - тектонические нарушения; 3, 4 -залежи: 3 - газа, 4 - нефти; 5 - скважины; 6 - линия профиля

 

Камышанско-Каспийская зона нефтегазонакопления связана с многочисленной группой различных по размерам, как правило, малоамплитудных (до 20-25 м) структур простого строения, осложняющих крупный террасовидный уступ южного склона кряжа Карпинского. В отличие от рассмотренной выше северной зоны газонефтенакопления здесь отмечается более мощный осадочный чехол (до 3,5-4,0 км) за счет появления в разрезе более мощных майкопских отложений, а также развитие верхнего мела и палеоцен-эоцена в полном стратиграфическом объеме. Основной продуктивный

горизонт в разрезе - базальная неоком-аптская песчаная пачка, которая содержит нефтяные (Надеждинская), газоконденсатно-нефтяные (Ермолинская) и газоконденсатные (Нарын-Худукская) залежи. Залежи залегают на глубинах до 2,3 км, сводового типа, в отдельных случаях структурно-литоло-гические. Большинство месторождений является однопластовым и только на Каспийской структуре, кроме залежи в апте, открыта залежь нефти в юре (рис. 40).

Кроме рассмотренных зон нефтегазонакопления, в пределах кряжа Карпинского открыты Икибурульское и Буратинское месторождения газа, которые приурочены к структурам Бузгинского поднятия. Продуктивными являются эоцен-палеоценовые и нижнемеловые песчаники на глубинах 0,3-0,5 км. Залежи пластовые, сводовые. В перспективе здесь может оказаться новая зона газонакопления.

В Западно-Кубанской НГОвыделяются три НГР (рис. 41).

НГР южного борта прогиба.Связан со складчатым его бортом, интенсивно дислоцированным, со сложной дизъюнктивной тектоникой. Изученный бурением осадочный разрез сложен породами неогена - верхней юры. Мощность разреза, вскрытого скважинами, превышает 5,5 км, по прогнозу она может составлять 6-10 км. Наиболее структурно-дифференцированной по всем комплексам разреза является западная часть НГР, на востоке -только по отложениям палеоцена-эоцена и более древним комплексам. Майкоп и неоген здесь залегают моноклинально. В пределах НГР расположены три ЗНГ.

 

Рис. 40.Каспийское месторождение

1 - изогипсы по кровле юрского продуктивного пласта, м; 2 - контур нефтеносности; 3 - залежи нефти; 4 - скважины; 5 - линия профиля

 

 

 

Рис.41. Типовые разрезы нефтегазоносных районов Западно-Кубанской нефтегазоносной области

Условные обозначения см. на рис. 15

Хадыженская зона нефтегазонакопления (рис. 42) по верхним частям осадочного разреза - майкопским отложениям - объединяет 24 заливообразные залежи нефти в выклинивающихся песчано-алевролитовых пластах, основными из которых являются верхние два пласта на глубинах 2150-3750 м. Запасы майкопских залежей различны. Наряду с мелкими (Павлова Гора, Камышановая банка, Апчас), отмечены и более крупные, как, например, Нефтегорское, Широкая балка.

 

 

 

Рис.42. Обзорная карта группы майкопских месторождений Хадыженс-кой зоны (а) и Хадыженское нефтяное месторождение (б)

1 - месторождения и их контуры: I - Абузы-Апчас, II - Кутаисское, III- Кура-Цеце, IV - Широкая Балка, V - Асфальтовая Гора, VI - Кабардинское, VII -Хадыженское, VIII - Хадыженская площадка, IX - Восковая Гора, X - Нефтянское; 2 - контуры выклинивания песков по горизонтам; 3 - изогипсы по майкопскому реперу, м; 4 - залежи нефти

 

По более глубоким интервалам разреза (верхняя юра - нижний мел) зона в восточной части характеризуется более сложным строением. Это крупная, интенсивно эродированная карбонатная гряда, на северном склоне которой отмечается выклинивание песчано-алевролитовых пластов нижнего мела. Продуктивность верхнеюрско-нижнемеловых отложений пока имеет ограниченный характер. Открыто Южно-Хадыженское газоконденсатное месторождение (рис. 43) в карбонатном останце на глубине 2750 м, на Куринской площади и в Мирной балке доказана промышленная нетегазоносность выклинивающихся песчаников апта.

В зоне сочленения Западно-Кубанского прогиба и Адыгейского выступа выделяется ряд мелких месторождений (Самурское, Ширванско-Безводненс-кое, Краснодагестанское), которые несколько условно включены в эту зону. В связи с пограничным положением, разрез месторождений характеризуется большой литологической изменчивостью и наличием стратиграфических и тектонических несогласий. Промышленная газоносность связана в основном g терригенными нижнемеловыми отложениями (готерив-баррем), залегающими на глубинах 1200-2500 м. Газоносность юрских карбонатных отложений установлена на Самурском и Ширванском месторождениях. На Красно-дагестанском месторождении газоносны и триасовые отложения. Залежи структурно-литологического типа.

 

Рис.43. Месторождение Южно-Хадыженское

1 - изогипсы по кровле карбонатной толщи верхнего титона - берриаса, м; 2 -тектонические нарушения; 3 - контур газоносности; 4 - залежь газа; 5 - скважины; 6 - линия профиля

 

Ахтырско-Северская зона нефтегазонакопления расположена непосредственно западнее Хадыженской зоны, но резко отличается от последней по строению и распределению нефтегазоносности. В зоне сосредоточено до 60 % разведанных запасов нефти южного борта Западно-Кубанского прогиба. Она включает 20 месторождений, из них 13 нефтяных, 7 нефтегазовых. Наиболее крупными являются месторождения Зыбза-Глубокий Яр, Но-водмитриевское, Ахтырско-Бугундырское. Месторождения приурочены к интенсивно дислоцированным, нередко запрокинутым палеогеновым складкам, перекрытым моноклинально залегающими отложениями Майкопа и неогена, в пределах Калужской и Азовской антиклинальных зон. На большинстве месторождений продуктивен кумский горизонт эоцена, который сложен глинисто-алевролитовыми разностями и местами представляет собой единый резервуар трещинно-порового типа мощностью в отдельных случаях до 200 м. В разрезе палеоцена развито до девяти песчано-алевролитовых продуктивных горизонтов (Ахтырско-Бугундырское). Палеоген-эоценовые залежи разнообразны по типам - сводовые, тектонически и стратиграфически экранированные. Запасы нефти залежей в основном небольшие, наиболее крупные - Новодмитриевская (эоцен), Ахтырско-Бугундырское (палеоцен). Глубины залегания палеоцен-эоценовых горизонтов в условиях крутого падения на север колеблются от 700 до 5500 м и ниже.

На отдельных площадях зоны (Калужская, Новодмитриевская, Левкинс-кая, Северская, Азовская и др.) нефтеносны песчаники Майкопа (I и II горизонты). Залежи, залегающие на глубинах 500-2300 м, связаны с литологическими, структурно-литологическими и тектонически экранированными ловушками.Запасы майкопских залежей, как правило, небольшие. Наиболее крупная из них - Новодмитриевская.

Верхние продуктивные горизонты в разрезе зоны связаны с песчано-алев-ритовыми и карбонатными породами понта и миоцена, которые выклиниваются по восстанию, образуя литологически экранированные ловушки. Залежи, как правило, имеют небольшие запасы и только две из них характеризуются сравнительно крупными запасами (Зыбза-Глубокий Яр и Абино-Украинская). Глубина залегания залежей от 400 до 1200 м. Примеры месторождений зоны на рис. 44 и 45.

 

 

Рис.44. Месторождение Украинское

1 - изогипсы по продуктивному V горизонту палеоцена, м; 2 - тектонические нарушения; 3 - линии выклинивания пласта коллектора; 4 - начальный внешний контур нефтеносности; 5 - залежи нефти; 6 - скважины; 7 - линия профиля

 

Кудако-Киевская зона нефтегазонакопления является самой западной зоной в пределах южного борта Западно-Кубанского прогиба. Ее образуют интенсивно дислоцированные миоценовые складки, трансгрессивно перекрытые меотисом. Продуктивны песчано-алевролитовые и карбонатно-терригенные породы чокрак-карагана и сармата, залегающие на глубинах 200-1100 м. Залежи в основном сводовые, реже литологического типа. В пределах зоны расположены месторождения Крымское, Северо-Крымское, Кудако-Киевское и др. (рис. 46).

НГР центральной части и северного борта прогиба.Этот нефтегазоносный район характеризуется развитием в разрезе осевой зоны диапиризма по отложениям Майкопа и интенсивной раздробленностью на северном борту. Изученный бурением осадочный чехол представлен в основном майкопскими и неогеновыми отложениями мощностью более 3 км. В центральной части района структурно дифференцирован весь кайнозойский комплекс, тогда как на северном борту прогиба локальные структуры атектонического происхождения (складки уплотнения) широко представлены в верхнемиоценово-плио-ценовой части разреза, но по чокрак-караганским комплексам, осложненным многочисленными нарушениями гравитационной природы, имеют моноклинальное строение.

В нефтегазоносном районе две две зоны накопления.

Славянско-Рязанская - газовая и Анастасиевско-Троицкая - нефтегазовая зоны;последняя объединяет ряд структур одноименной широтно ориентированной антиклинальной зоны. Основной продуктивной частью разреза здесь являются песчано-алевролитовые отложения меотиса и понт-киммерия,

залегающие на глубинах от 600 до 2000 м. Залежи нефти и газа контролируются наддиопировыми структурами, наиболее крупная из которых Анастасиевско-Троицкая (рис. 47). На отдельных структурах зоны (Курчанская) продуктивны спорадически развитые в разрезе коллекторы чокрака.

В пределах Славянско-Рязанской зоны установлены газовые залежи в песчаниках понта, который продуктивен в небольших по размерам и малоамплитудных структурах "уплотнения", неравномерно развитых по территории. Глубины залегания залежей небольшие - 1000-1500 м. Пример такого месторождения на рис. 48.

В западной части северного борта Западно-Кубанского прогиба в миоценовом комплексе выделяется серия тектонических нарушений, вероятно, гравитационного происхождения, к которым приурочен ряд брахиантиклина-лей. Здесь открыты в песчано-глинистых отложениях карагана газоконден-сатные Прибрежное и Сладковское месторождения (рис. 49). Еще два месторождения - Морозовское и Южно-Морозовское, выявленные в этой зоне, являются нефтяными. Эта часть прогиба рассматривается как перспективная зона для обнаружения структурных, структурно-тектонических и литологических ловушек, что подтверждается рядом открытий новых месторождений в последние годы.

 

Рис.45. Месторождения Калужской антиклинальной зоны

а - залежи нефти кумского горизонта: 1 - изогипсы по подошве III пачки кумского

горизонта, м; 2 - тектонические нарушения; 3 - залежи нефти; 4 - скважины; 5 -

линия профиля

б - залежи нефти и газа майкопской серии: 1 - изогипсы по подошве майкопских

отложений, м; 2 - тектонические нарушения; 3,4 - залежи: 3 - нефти, 4 - газа; 5 -

скважины; 6 - линия профиля

 

Таманский НГР.Таманский нефтегазоносный район связан с глубокой, поперечной к основному передовому прогибу депрессионной зоной, выполненной 8-12-километровой толщей третичных и мезозойских осадков (вскрытая бурением мощность более 5,5 км). Для НГР характерны: проявление майкопского диапириза и криптодиапиризма и высокая структурная дифференциация перекрывающих неогеновых отложений. Строение мезозойских комплексов (в основном верхнемелового) изучено недостаточно, и только в северной части района достаточно уверенно фиксируются отдельные складки.

Северо-Таманская зона нефтегазонакопления и Керченско-Таманс-кая зона газонакопления выделяются в пределах Таманского НГР.

Основным продуктивным горизонтом здесь являются терригенно-карбо-натные отложения миоцена (сармат, караган-чокрак), залегающие на глубинах 750-1200 м. Залежи преимущественно нефтяные, приурочены к небольшим антиклиналям с амплитудами 100-200 м, осложненным диапиризмом и разрывными нарушениями. В целом, в миоцене выявлено 16 малоразмерных нефтяных и газовых месторождений. Залежи сводового типа, нередко тектонически экранированные (рис. 50).

 

Рис. 46. Северо-Крымское нефтяное месторождение 1 - изогипсы по кровле горизонта XVIII (чокрак), м; 2 - тектоническое нарушение; 3 - контур нефтеносности; 4 - залежи нефти; 5 - скважины; 6 - линия профиля

 

 

 

Рис. 48. Месторождение Гарбузовское

1 - изогипсы по кровле II понтического горизонта, и; 2 - контур газоносности; 3 - залежь газа; 4 - скважины; 5 - линия профиля

 

Кроме того, в наиболее приподнятой северо-западной части Северо-Та-манской ЗНГ на Фонталовской антиклинали в субфлишевых мергелисто-известковистых верхнемеловых отложениях на глубине 4000-4040 м выявлена небольшая газовая залежь (рис. 51). Коллекторские свойства резервуара определяются трещинной емкостью и вторичной пустотностью карбонатов.

ВТерско-Каспийской НГОрасположены два НГР (см. рис. 27).

Терско-Сунженский НГР.Занимает обширную территорию передового прогиба, охватывающую протяженные, тектонически осложненные зоны складок в осевой его части и бортовых зонах, в том числе южной, где находится Черногорская моноклиналь. Осадочный разрез района изучен от неогеновых до верхнеюрских отложений, причем в разрезе последних широко развиты эвапоритовые осадки. Мощность осадочного чехла превышает 7,5 км. По прогнозу она составляет 10 км. Комплексы разреза наиболее дислоцированы в осевой части прогиба, в зонах передовых складок; в бортовых частях прогиба структурная дифференциация ослабевает.

В пределах НГР выделяются пять зон нефтегазонакопления, характеризующиеся специфическими особенностями строения и распределения скоплений углеводородов.

Две зоны нефтегазонакопления, содержащие более 90 % всех разведочных запасов нефти, - Терская и Сунженская, характеризуются в значительной степени общими чертами строения и размещения месторождений. Обе зоны образуют ряд протяженных узких антиклинальных высокоамплитудных складок, осложненных разрывными нарушениями. Наиболее крупные из них выражены в рельефе Терского, Брагунского и других хребтов. Характерно упрощение общего структурного плана с глубиной от неогенового к меловому комплексу. Складкиосложнены надвигами с амплитудой смещения до 2 км, диагональными взбросами и сбросами. В прибортовых и поднадвиговых зонах этих структур выявлены погребенные складки с амплитудами 100-300 м, нарушенные по крыльям продольными взбросами. Погребенные складки, "структуры-спутники", так же как и основные складки, группируются в линейные зоны, но не находят отражения в верхнем структурном этаже. Фактически по основным структурам каждая складка в неогене построена очень сложно, а по мел-палеогеновому комплексу относительно просто. По сопутствующим структурам картина обратная: структуры выражены по мел-палеогеновому комплексу, а в верхнем структурном этаже залегают моноклинально. Диапазон нефтегазоносности охватывает отложения от неогена до юры, залежи в основном нефтяные.