Юрско-неоком-аптский комплекс 1 страница
Ленинградскую зону газонакопления образуют две крупные и высокоамплитудные (до 200 м) структуры (Ленинградская и Старо-Минская), выраженные по мел-эоценовым отложениям. Осадочный разрез зоны представлен комплексом пород триас-неогенового возраста мощностью более 2 км. Основной продуктивный горизонт - альб. Резервуар сложного строения представлен чередованием песчано-алевролитовых и глинистых прослоев. В объем резервуара входят также проницаемые разности триаса, гидродинамически связанные с альбом. Газоводяной контакт (ГВК) в обеих структурах расположен на близких абсолютных отметках. Залежи - газоконденсатные пластово-массивного типа. Пример строения одного из месторождений зоны (Старо-Минское) приведен на рис. 18.
Рис.16. Месторождение Синявское
1 - изогипсы по кровле продуктивного горизонта палеогена, м; 2 - контур газоносности; 3 - залежь газа; 4 - скважины; 5 - линия профиля
Рис. 17. Месторождение Кущевское
1 - изогипсы по кровле Iа пачки нижнемелового горизонта, м; 2 - тектоническое нарушение; 3 - начальный контур газоносности; 4 - залежь газоконденсата; 5 -скважины; 6 - линия профиля
Крыловская зона газонакопления объединяет структуры различных размеров и ориентировки, не образующих четких структурных линий. Осадочный чехол зоны (альб-неоген) достигает мощности 2,5 км. Продуктивными являются базальный альбский пласт, который в отдельных случаях выпадает из разреза, определяя тем самым формирование структурно-литологичес-ких ловушек. Одна из таких ловушек газонасыщена на наиболее рельефно выраженной Крыловской структуре. На других структурах залежи газоконденсата пластово-сводового типа.
Каневско-Березанская зона газонакопления отвечает приподнятой части одноименного вала, состоящего из крупных по размерам и высокоамплитудных (от 100 до 200 м) поднятий. Вскрытая мощность осадков, слагающих зону (триас-неоген), достигает 3,5 км, в том числе мощность отложений мела-неогена 1,7-2,7 км. Западная часть зоны характеризуется сокращенным разрезом меловых отложений (на Бейсугской площади в ряде скважин отложения эоцена залегают на вулканогенно-осадочной толще триаса). Основной продуктивный горизонт - базальные песчаники альба (глубины от 1700 до 2700 м) - нередко образуют единый резервуар с подстилающими песчаниками и алевролитами триаса. Только на Челбасской площади нижнемеловая и триасовая залежи гидродинамически изолированы. Залежи -газоконденсатные, пластово-сводовые. В центральной и западной частях зоны газоносны песчано-алевролитовые отложения черкесской свиты эоцена на глубинах 1100-1350 м, а на самом западном месторождении Бейсугском -песчаники Майкопа на глубине 900-1070 м. Залежи газа пластово-сводового типа, майкопские - литологически экранированные. Наиболее типичным для этой зоны является Каневское месторождение (рис. 19).
Некрасовская зона газонакопления соответствует группе небольших по размерам и амплитудам структур, осложняющих глубокопогруженную часть Каневско-Березанского вала. Осадочный разрез (мел-неоген) здесь имеет увеличенную мощность (до 3,5 км). При этом нижнемеловой разрез наращивается песчано-глинистыми осадками апта и баррема. Основным продуктивным горизонтом здесь является апт (альб водонасыщен). Продуктивную часть разреза образует песчано-алевролитовая толща, которая выдержанными прослоями глин разделена на несколько обособленных резервуаров, что определяет многопластовый характер месторождений зоны. Кроме того, на Ладожском месторождении установлена промышленная газоносность нижнесарматских отложений.
Тимашевская зона газонакоплениярасположена в западной части Ти-машевской ступени и включает семь месторождений газа. Залежи приурочены к песчано-алевролитовым резервуарам в разрезе понт-меотиса малоамплитудных и малоразмерных ловушек атектонической природы (структуры уплотнения), залегающих в интервале глубин 0,6-1,5 км.
Западно-Ставропольский ГР.Этот газоносный район связан с крупной структурной террасой, осложненной депрессионными зонами и структурными выступами. Разрез сложен породами неоген-нижнемелового возраста (спорадически развит триас). Структурная дифференциация невысокая, но известные здесь поднятия прослеживаются по всем комплексам разреза, кроме неогенового. Наиболее дислоцирована южная часть района.
Архангелъско-Армавирская зона газонакопления - самая крупная зона газонакопления - расположена именно в этой южной части района. В тектоническом плане зона отвечает крупному террасовидному выступу, осложненному рядом небольших по размерам и малоамплитудных поднятий. В осадочном разрезе зоны мощностью до 3800 м наиболее древним комплексом являются песчано-глинистые осадки нижнего мела. В разрезе последнего продуктивны базальные слои апта. Альб гидродинамически не связан с аптом и не содержит углеводородов. Все залежи зоны газоконденсатные, пластово- сводового типа, с небольшими запасами. Других зон газонакопления в районе не выявлено, но здесь имеются крупные месторождения, которые связаны с обособленно расположенными структурами. Таким месторождением является Расшеватское (рис. 20), которое приурочено к крупному субширотно ориентированному структурному носу, осложненному по низам осадочного чехла тремя куполами. По нижнемеловым отложениям продуктивными являются два западных купола. Залежи с единым ГВК, приуроченные к базальным песчаникам альба, пластово-массивного типа (резервуар образуют песчаники альба и подстилающие проницаемые разности триаса). Глубина залегания залежи 2850 м. Другим газоносным комплексом в разрезе месторождения является хадум. По этим отложениям тектонический план поднятия более простой - это единая крупная структура, в пределах которой на глубине около 1150 м газоносны два песчаных горизонта. Залежь пластово-сводо-вая, с единым ГВК по обоим горизонтам.
Рис. 19. Месторождение Каневское
1 - изогипсы по кровле II пачки нижнемелового горизонта, м; 2 - начальный внешний контур газоносности; 3 - залежи газа; 4 - скважины; 5 - линия профиля
Рис.20. Западно-Ставропольский газоносный район. Расшеватское месторождение
1 - изогипсы по кровле продуктивного горизонта нижнего мела, м; 2 - контур газоносности; 3 — зона отсутствия продуктивной пачки нижнего мела; 4 – скважины
Восточно-Кубанский ГНР.Восточно-Кубанский газонефтеносный район приурочен к крупной внутриплатформенной впадине с пологой внутренней зоной и крутыми бортами. Стратиграфический разрез района по сравнению с другими частями НГО более мощный (до 8 км) и полный за счет присутствия юрких отложений, значительную часть которых составляют эвапоритовые осадки. Вместе с тем, структурная дифференциация территории достаточно четкая только в осевой части впадины по юрско-палеоцен-эоценовым отложениям. На бортах впадины все комплексы разреза залегают моноклинально. На территории района расположены две зоны газонефтенакопления.
Темиргоевско-Кузнецовская зона газонефтенакопления объединяет группу структур, развитых в наиболее погруженной части Восточно-Кубанской впадины. Структуры здесь не образуют четко выраженных тектонических линий, имеют различную ориентировку и существенно отличаются одна от другой размерами и амплитудами. В разрезе осадочного чехла зоны мощностью до 8 км широко представлены юрские отложения (мощность свыше 3,9 км), состоящие из красноцветных и соленосно-ангидрито-вых осадков титона-кимериджа, известняков оксфорда-келловея и песча-но-глинистых пород нижнего келловея-байоса. Продуктивными являются различные горизонты подсолевой части юрского разреза практически на всех известных здесь поднятиях на глубинах от 3900 до 5000 м. Особенностью продуктивных карбонатных и терригенных горизонтов является неравномерное распределение по площади и разрезу проницаемых зон, вызванное первичными и в большей степени вторичными процессами изменения коллекторов. Поэтому даже на крупных и высокоамплитудных Кошехабльской и Кузнецовской структурах (соответственно, 14x5 и 9x4 км, амплитуды 220-150 м) содержатся сравнительно небольшие по запасам скопления газа. Большинство залежей газоконденсатные и только на Кузнецовском месторождении в известняках Оксфорда открыта небольшая залежь нефти. В вышележащих отложениях выявлена небольшая залежь газа литологического типа в песчаниках нижнего Майкопа на Кузнецовской структуре и установлена газоносность нижнесарматских отложений на Темирго-евской площади (рис. 21, 22).
Ловлинско-Южно-Советская зона газонефтенакопления объединяет различные генетические типы залежей (пластовые, сводовые, литолого-стра-тиграфические) расположенные в пределах северного борта Восточно-Кубанской впадины. Особенностью строения юрского комплекса этой зоны является неравномерная эрозия осадков. Здесь почти полностью размыты крас-ноцветно-соленосные осадки. Известняки верхней юры, средняя и нижняя юра также эродированы на различную глубину. Базальные песчаники юры, там где они сохранились от эрозии, газоносны в пределах отдельных структур (Ловлинская, Советская и др.). В слабоэродированных участках юрского разреза газонефтеносны кровельные песчаные горизонты, как правило, в условиях литолого-стратиграфического выклинивания (Северо-Вознесенская, Южно-Советская и др.). В отдельных участках зоны юрские коллекторы гидродинамически связаны с базальными песчаниками апта, что и определило промышленную газоносность последних при наличии по аптским отложениям структур (Бесскорбненская, Южно-Советская и др.). Все залежи зоны небольшие по запасам, наиболее значительной среди них является Южно-Советская.
Рис. 21. Кошехабльское газоконденсатное месторождение 1 - изогипсы по кровле продуктивного горизонта в отложениях Оксфорда, м; 2 -контур газоносности; 3 - залежи газа; 4 - скважины; 5 - линия профиля
Рис. 22. Месторождение Кузнецовское
1 - изогипсы по кровле батского яруса средней юры, м; 2 - контур газоносности; 3, 4 - залежи: 3 - нефти, 4 - газа; 5 - скважины; 6 - линия профиля
Майкопский ГР.Этот газоносный район приурочен к полузамкнутому тектоническому выступу, характеризующемуся широким развитием дизъюнктивной тектоники на его склонах и крутым погружением последних в прилегающие депрессионные зоны. Для осадочного разреза района мощностью до 3 км, сложенного в основном неоген-меловыми породами, характерны повышенные мощности и стратиграфический объем основной нижнемеловой части разреза (до неокома). Структурная дифференциация затрагивает меловые и палеоцен-эоценовые комплексы. Майкоп и неоген залегают моноклинально.
В пределах района расположена одноименная зона газонакопления, объединяющая группу структур, осложняющих Адыгейский выступ. Наиболее крупной (11x4,2 км) и высокоамплитудной (180 м) является Майкопская структура, с которой связано крупное газоконденсатное месторождение (рис. 23). Основной продуктивной частью разреза являются апт-неокомские песчаники, залегающие на глубинах 1700-2670 м. Эти же отложения продуктивны на Северо-Кужорской структуре, но размеры залежей здесь небольшие. Газоконденсатные залежи почти всех продуктивных горизонтов - пластово-сводового типа, редко литологически экранированные. На Северо-Тульском поднятии установлена небольшая газовая залежь в верхнемеловой карбонат-но-терригенной толще.
В пределах Центрально-Предкавказской ГНОрасположены два ГНР (рис. 24).
Северо-Ставропольский ГР. Этот наиболее крупный по площади газоносный район связан с высокоприподнятым двухкупольным сводом изомет рической формы с мощностью осадочного чехла (неоген - нижний мел) до 2,2 км. Дислоцированность комплексов фиксируется по всему разрезу.
Рис.23. Майкопское газоконденсатное месторождение
1 - изогипсы по кровле III продуктивного горизонта нижнего мела, м; 2
тектоническое нарушение; 3 — первоначальный внешний контур газоносности; 4
залежи газа; 5 - скважины; 6 - линия профиля
В пределах Северо-Ставропольского ГР расположены две зоны газонакопления - Тахта-Кугультинско-Сенгилеевская и Грачевско-Кучерлинская. Обе зоны характеризуются в целом идентичностью строения разрезов осадочного чехла (альб-неоген) и развитием однотипных по генезису слабодислоцированных структур. Главное различие зон - тектоническое положение в структуре Ставропольского свода и разный возраст основных продуктивных горизонтов.
Тахта-Кугулътинско-Сенгилеевскую зону газонакопления образуют наиболее крупные и гипсометрически приподнятые структуры Северо-Став-ропольского вала, имеющего субмеридиональное простирание. Основной продуктивный горизонт здесь приурочен к хадуму, представленному в песчаных фациях. Полоса развития песчаников хадума захватывает все структуры зоны, но разрез резко глинизируется в восточном направлении. Залежи в хадуме сводового типа, залегают на глубинах 450-700 м. В этой зоне расположено самое крупное газовое месторождение Северо-Кавказской нефтегазоносной провинции - Северо-Ставропольско-Пелагиадинское (рис. 25).
Грачевско-Кучерлинская зона газонакопления объединяет структуры юго-восточного и восточного склонов Ставропольского свода. В разрезе зоны хадум представлен глинистыми осадками, но в верхнем Майкопе здесь появляются песчано-алевролитовые прослои, которые и являются основными газоносными горизонтами. Наиболее крупное среди известных месторождений - Петровско-Благодарненское. Залежи в других стратиграфических комплексах (караган-чокрак) имеют подчиненное значение.
Южно-Ставропольский НГР.Этот нефтегазоносный район связан с одноименным валом, ограниченным разломами. Осадочный чехол района сокращен (до 2 км) за счет естественного утонения нижних частей разреза (мел) и размыва неоген-майкопских отложений.
Убежинско-Николаевскую зону газонефтенакопления образуют месторождения, которые связаны с немногочисленными поднятиями в отложениях эоцен-палеоцена, залегающими на глубинах от 245 до 1100 м. Залежи пластовые, сводового типа (рис. 26).
В Восточно-Предкавказской НГОрасположены три НГР (рис. 27).
Восточно-Манычский НГР.Расположен в пределах одноименного крупного внутриплатформенного прогиба, осложненного системой линейно ориентированных и контрастно выраженных грабенов и горстов по фундаменту, и в болеепологих формах по низам платформенного чехла. Здесь фиксируются наиболее полные его разрезы (неоген-триас) и максимальные мощности (до 5,5 км). Структурная дифференциация охватывает только триас-па-леоцен-эоценовую часть разреза. Майкоп и неоген имеют моноклинальное строение. Зоны нефтегазонакопления района при достаточно сходном геологическом строении и распределении нефтегазоносности имеют, тем не менее, определенные различия.
Рис. 25. Северо-Ставропольско-Пелагиадинское месторождение 1 - изогипсы по кровле хадумского продуктивного горизонта, м; 2 - контур газоносности; 3 - залежи газа; 4 - скважины; 5 - линия профиля
Рис. 26. Николаевское месторождение
1 - изогипсы по кровле залежей свиты эоцена, м; 2 - контур газоносности; 3, 4 залежи: 3 - газа, 4 - нефти; 5 - скважины; 6 - линия профиля
Таша-Комсомольскую зону нефтегазонакопления образует серия структур северного борта Восточно-Манычского прогиба. Поднятия не связаны в четко выраженные тектонические зоны. Они распространены незакономерно и, как правило, малоразмерные. Мощность осадочного чехла зоны возрастает до 3,5 км в основном за счет более полных разрезов майкопских отложений. Основной продуктивной толщей является юрская. Песчаники в кровельной части аалена нефтеносны на семи структурах (Северо-Комсомольская, Таша и др.). На структуре Шахметы в песчаниках средней части байоса выявлена залежь газа. Юрские залежи залегают на глубинах около 3 км, структурного типа, нередко с элементами литологического и стратиграфического экранирования. Кроме юрских отложений на ряде структур (Майли-Харанская, Северо-Комсомольская и др.) продуктивными являются также песчаники апта. Залежи небольшие по запасам (рис. 28).
Рис. 28. Месторождение Майли-Харанское
1 - изогипсы по кровле нижнеаптского продуктивного пласта, м; 2 - контур нефтеносности; 3 - песчаники; 4 - тектонические нарушения; 5 - залежи нефти; 6 -скважины; 7 - линия профиля
Величаевско-Максимокумская зона нефтегазонакопления объединяет большинство выявленных месторождений. В тектоническом отношении зона приурочена к одноименному крупному валу субширотного простирания, который наиболее контрастно выражен в структуре триасовых отложений. По вышележащим юрским, мел-эоценовым и майкопским отложениям вал не имеет четкого отражения, но осложняющие его локальные поднятия, как правило, наследуют в ослабленном виде более древние структурные формы. На большей части вала развиты все подразделения осадочного разреза (триас-неоген), хотя в наиболее приподнятых зонах вала выпадают вследствие эрозии средний и верхний триас, а в западной его части выклиниваются верхнеюрские и неокомские отложения. Основные продуктивные горизонты Величаевско-Максимокумской зоны приурочены к триасу, юре и нижнемеловым отложениям, подчиненное значение имеют залежи нефти и газа в верхнем мелу и верхнем Майкопе.
В разрезе триасовых отложений основной нефтеносной толщей являются трещинно-кавернозные известняки нижнего триаса так называемой нефтекумской свиты, залегающей на глубинах до 4 км. Большинство залежей стратиграфически экранированного типа, массивные, связаны с останцами интенсивно эродированной поверхности известняков. Запасы залежей небольшие. Наиболее крупной является Пушкарская залежь, минимальные запасы имеет Величаевская залежь.
В среднем триасе продуктивность носит ограниченный характер. Залежи связаны с маломощными трещинными разностями известняков, пластово-сводового типа.
В юрском комплексе залежи нефти приурочены к песчано-алевролитовым горизонтам, залегающим на различных стратиграфических уровнях. В нижнем отделе продуктивны VII и VI пласты, в среднем - V гравелитово-песчаный пласт и в верхней юре - III терригенный и I терригенно-карбо-натный пласты. Глубина залегания продуктивных пластов от 3200-3500 м. Залежи пластово-сводовые, нередко с элементами литологического ограничения, реже литологического типа. Наиболее крупные по запасам залежи Пушкарского месторождения.
Для разреза нижнемеловых отложений характерен очень широкий диапазон промышленной нефтеносности. Продуктивны несколько пластов в неокоме, основным из которых является IX пласт, в апте - V, VI и VIII пласты, в альбе - IV и I пласты. В пределах отдельных площадей (Колодезная) отмечается до 11 залежей. Нижнемеловые месторождения зоны самые крупные в регионе - Величаевское, Колодезное, Зимняя Ставка и Правобережное. Другие месторождения зоны имеют небольшие запасы (Правдинское). Наиболее характерными типами залежей являются пластовые, сводовые и структурно-литологические. Глубины залегания залежей по разрезу 2450-3450 м.
В карбонатном разрезе верхнего мела продуктивны трещинные известняки Маастрихта, реже - турона-коньяка. Залежи нефти массивного типа, запасы небольшие, на порядок меньше, чем в залежах нижнего мела. Наиболее типичным месторождением зоны является Восточное (рис. 29).
Рис. 29. Месторождение Восточное
1 - изогипсы по кровле нефтекумской свиты (нижний триас), м; 2 - линия выклинивания коллектора; 3 - контур нефтеносности; 4 - залежь нефти; 5 -скважины; 6 - линия профиля
Последние продуктивные горизонты в разрезе зоны приурочены к песчано-алевролитовым пластам верхнего Майкопа. Залежи газа структурного и структурно-литологического типа связаны с единичными или несколькими пластами, залегающими на глубинах от 1200 до 1700 м. Все залежи мелкие (рис. 30). Открытия последних лет (газовые месторождения Гороховское, Восточно-Арзгирское) свидетельствуют о продолжении зоны на запад.
В целом, Величаевско-Максимокумская зона нефтегазонакопления является самой крупной по масштабам промышленной продуктивности. Комп-лексом-доминантом по величине запасов являются нижнемеловые отложения.
Помимо месторождений рассмотренных выше зон нефтегазонакопления в погруженной части Восточно-Манычского прогиба открыто два месторождения на обособленных структурах. Озерное месторождение связано с погребенной под моноклинально залегающей юрой триасовой брахиантиклина-лью на глубине около 4500 м. Массивная залежь нефти приурочена к поро-во-трещинным известнякам нижнего триаса. Южно-Буйнакское газоконденсатное месторождение также приурочено к погребенной триасовой структуре Продуктивными здесь являются не нижнетриасовые известняки, которые выпадают из разреза, а среднетриасовые отложения, облекающие гранитный массив. Газонасыщенным является оолитово-обломочный пласт известняка на глубине около 4800 м. Залежь пластово-сводового типа.
Рис. 30. Месторождение Гороховское
1 - песчаники и алевролиты глинистые; 2 - глины; 3 - изогипсы по кровле продуктивного пласта II песчаной пачки верхнего Майкопа, м; 4 - контур газоносности; 5 - залежь газа; 6 - скважины; 7 - линия профиля
Прикумский НГР.Связан с крупным по протяженности линейно вытянутым структурным выступом, осложненным зонами валообразных и изометрических структур. Основная часть разреза приходится на неоген-меловые отложения, спорадически развиты отложения юры и триаса. Максимальная мощность разреза составляет 4,8 км. Структурная дифференциация в районе затрагивает чаще палеоцен-эоценовые и подстилающие комплексы, Майкоп и неоген в основном характеризуются моноклинальным залеганием. Развитые в пределах района ЗНГ существенно различаются по условиям распределения нефтегазоносности.
Сухокумская зона нефтегазонакопления, приуроченная к северному склону Прикумской зоны поднятий, по характеру осадочного выполнения существенно не отличается от смежной с ней Юбилейно-Кумухской зоны. Здесь под трансгрессивным нижне-среднеюрским комплексом развиты в различной степени эродированные осадки триаса. Как правило, под юрскую поверхность выходят мощные (до 650 м) карбонатно-терригенные осадки нижнего триаса, реже терригенно-карбонатный средний или эффузивно-оса-дочный верхний триас. Основное отличие зоны от всех других связано с высокой степенью структурной выраженности складок по разрезу вплоть до палеогена.
Основные продуктивные горизонты связаны с VIII аптскими, IX, X, XII и XIII1 неокомскими, ХШ2 II и III верхнеюрскими и VI, VII и VIII пластами средней юры. За исключением ХШ2 пласта, сложенного доломитами, и X пласта, содержащего прослои известняков, все остальные юрско-нижнемеловые горизонты представлены песчано-алевролитовыми осадками. Продуктивный пласт в среднем триасе сложен оолитовыми, а в нижнем триасе -трещинно-кавернозными известняками.
Юрские и нижнемеловые продуктивные горизонты, как правило, состоят из нескольких проницаемых прослоев, в основном, гидродинамически изолированных друг от друга и содержащих самостоятельные залежи. На Сухокумском месторождении, например, более 30 залежей, на других месторождениях их меньше, но все месторождения многопластовые. Большинство залежей пластово-сводового типа, с элементами литологических замещений. В кавернозно-доломитовом ХШ2 пласте и трещинно-поровых известняках нижнего триаса залежи массивные, в оолитовом известняке среднего триаса -пластовые сводовые.Высота триасовых залежей от 37 до 140 м, юрско-ниж-немеловых от - нескольких до 40 м.
Скопления углеводородов в разрезе зоны разнообразны по фазовому составу. Чисто нефтяными являются только Южно-Сухокумское и Мартовское месторождения; Дахадаевское и Степное - газоконденсатные месторождения. Остальные месторождения нефтегазоконденсатные, при этом повышенной газонасыщенностью отличаются юрские залежи. Глубины залегания залежей колеблются от 3200-3800 м (юра, нижний мел) до 3900-4400 м (триас).
Кроме рассмотренных выше комплексов, промышленные залежи выявлены в кровельном песчанике альба (нефть, глубина 2600 м), в шести маломощных песчаниках Майкопа (газ, глубина 1700 м) на месторождении Русский Хутор Центральный и в базальных песчаниках нижней юры (нефть, глубина 3800 м) Сухокумского месторождения.
Наиболее крупными месторождениями зоны являются Русский Хутор Центральный, Южно-Сухокумское и Сухокумское (рис. 31).
Возможно, эта зона захватывает южный борт Восточно-Манычского прогиба, где в последние годы открыты Гаруновские газоконденсатные месторождения в отложениях триаса.
Юбилейно-Кумухская зона нефтегазонакопления объединяет многочисленные поднятия, которые осложняют крупный террасовидный уступ (по отложениям триаса), погружающийся в осевую зону Восточно-Манычского прогиба.
Для осадочного чехла зоны характерно развитие более полных разрезов триасовых отложений, трансгрессивно перекрытых осадками юры. В триасе наиболее полно представлены порово-трещинные известняки и доломиты нижнего триаса мощностью от 40 до 304 м. Терригенно-карбонатные породы среднего триаса, мощностью до 300 м, также развиты повсеместно, но они эродированы на различную глубину. Эффузивно-осадочный комплекс верхнего триаса развит спорадически.
Высокая структурная дифференциация характерна только для триасовых отложений. В перекрывающих юрских комплексах складки, как правило, не фиксируются. Триасовые поднятия имеют небольшие размеры (5,5x4 -2,2x1,75 км), но они высокоамплитудные (40-110 м).
Основным продуктивным горизонтом являются кровельные трещинно-порово-кавернозные карбонатные породы нижнего триаса. Все выявленные здесь залежи нефтяные, сводово-массивного типа, за исключением Таловской кольцевой стратиграфически экранированной залежи. Высота залежей от 20 до 105 м, но их запасы небольшие. Наиболее крупная залежь Юбилейная. Залежи залегают в интервале глубин 3500-4800 м, однако основная их часть приурочена к глубинам 4500 м.
Рис. 31. Месторождение Сухокумское
1 - изогипсы по кровле продуктивной пачки средней юры, м; 2 - тектонические нарушения; 3,4 - контуры: 3 - газоносности, 4 - нефтеносности; 5,6 - залежи: 5 -газа, 6 - нефти; 7 - скважины; 8 - линия профиля
В других интервалах осадочного разреза залежи отмечены в единичных случаях. Малоразмерные пластово-сводовые газоконденсатные залежи выявлены в песчаниках X-XI пластов неокома и III пласта верхней юры на месторождении Юбилейное. III пласт газоносен также на Равнинном месторождении. Отдельные притоки нефти и газа отмечались из известняков среднего триаса и VI песчаной пачки средней юры (Центральная, Южно-Таловская). Пример типичного месторождения зоны проведен на рис. 32.
Тюбинско-Соляная зона нефтегазонакопления объединяет месторождения, расположенные на юго-восточном погружении крупного Озек-Суатского поднятия.
Триасовые отложения, залегающие на палеозое, представлены в основном эффузивно-осадочными породами верхнего триаса и только в отдельных деп-рессионных участках терригенно-карбонатным по составу и маломощным (до 300 м) средним и нижним триасом. Песчано-глинистые осадки нижней и средней юры развиты, как правило, повсеместно, но характеризуются резким изменением мощности (45-450 м), то же касается карбонатно-песчано-глини-стого верхнеюрского разреза (40-170 м).
На всех месторождениях зоны продуктивен неоком. Залежи нефти и газоконденсата установлены в маломощных (2-18 м) песчаниках IX и XII горизонтов. Залежи пластово-сводового типа, часто литологически ограниченные, высотой 8-29 м. Газоконденсатные залежи отмечены в верхнеюрском кавернозно-доломитовом ХШ2 пласте, причем на отдельных месторождениях (Соляное) в газе отмечено повышенное содержание серы (до 7,3 %). В верхнеюрских песчаниках (III пласт), а также в VI песчаном пласте средней юры содержатся, в основном, газоконденсатные залежи структурно-литологического типа. Следует отметить, что основной продуктивный в прилегающих районах VIII песчано-алевролитовый пласт апта в разрезах рассматриваемой зоны не имеет существенного промышленного значения. Только на единичных структурах в этом пласте выявлены малоразмерные залежи высотой 2-4 м. Глубины залегания залежей 3300-3800 м. Пример строения одного из месторождений зоны - Капневс-кого - приведен на рис. 33.