Тектоника осадочного чехла 7 страница

Напоры вод часто аномально высокие. В Прикумском районе приведенные напоры снижаются от 400 м до 200 м в северо-восточном направлении. В пределах Терско-Каспийского прогиба и Чернолесской впадины обнаружены зоны развития АВПД.

В южных районах Центрального Предкавказья в непосредственной близости от области инфильтрации (Минераловодский выступ) распространены маломинерализованные (10—17т/л) и слабометаморфизованные (Na/Cl >1) воды пестрого состава.

В пределах Терско-Каспийского прогиба, платформенного склона и восточной части Чернолесской впадины получают распространение сверхкрепкие рассолы (370-470 г/л), высокой степени метаморфизции (Na/Cl= 0,63-0,77), обогащенные микроэлементами. Происхождение их связано с выщелачиванием верхнеюрской соленосной толщи.

На остальной части Восточного Предкавказья в верхнеюрском комплексе распространены высокоминерализованные воды (>100 г/л) хлоркальциевого типа.

Газонасыщенность пластовых вод в Восточном Предкавказье достаточно высока: так, она достигает величин 3000-4000 см3/л в восточной части Прикумского района. В пределах Терско-Каспийского прогиба и Чернолесской впадины величина газонасыщенности пластовых вод отложений юрского возраста составляет 2000-3000 см3/л, значения коэффициента упругости 0,3-0,6. На южном борту Восточно-Кубанского прогиба (Баракаевкое и др.) газонасыщенность пластовых вод снижается до 1500-3000 см3/л, значения коэффициента упругости до 0,9-0,5.

В пределах верхнеюрского гидрогеологического комплекса обнаружены как нефтяные, так и газоконденсатные залежи, причем все они приурочены к зонам крайне и весьма затрудненного водообмена; в зоне свободного водообмена скопления УВ отсутствуют. В Прикумском районе сохраняется также тенденция к смене нефтяных залежей газоконденсатными в юго-восточном направлении по мере возрастания величин всех гидрогеологических показателей.

 

Нижнемеловой гидрогеологический комплекс

Данный комплекс сложен неокомскими и альб-аптскими преимущественно терригенными породами.

В Западном Предкавказье терригенные отложения неокомского возраста развиты только в пределах Западно-Кубанского прогиба, где их мощность достигает 1000 м. В Восточном Предкавказье неокомские отложения представлены чередованием карбонатных и терригенных пород, мощность которых возрастает с севера на юг от 100 до 1000 м (в Терско-Каспийском прогибе). Апт-альбские отложения распространены повсеместно за исключением отдельных площадей Ставропольского свода. В Восточном и Западном Предкавказье мощность этих отложений составляет 400-600 м; она резко сокращается в пределах Ставропольского свода до 50-100 м, где разрез представлен преимущественно глинами.

Отличительной особенностью нижнемелового гидрогеологического комплекса по сравнению с нижележащим является, прежде всего, значительно большая площадь его распространения. Он развит на всей территории Западного, Восточного и Центрального Предкавказья.

Другая особенность состоит в существенном расширении влияния области инфильтрации, а также в появлении обширной, отсутствующей в нижнем этаже, зоны затрудненного водообмена в платформенной части Центрального, Западного и Восточного Предкавказья.

Третьей отличительной особенностью является резкое уменьшение значений основных гидрогеологических показателей в нижнемеловом комплексе по сравнению с юрским. Особенно четко это проявляется в величинах минерализации вод, их газонасыщенности и общей упругости растворенных газов (рис. 11).

Существенные изменения по сравнению с пермо-триасовыми и юрскими гидрогеологическими комплексами претерпевают зоны весьма и крайне затрудненного водообмена. Зоны крайне затрудненного водообмена в Восточном Предкавказье сузились практически до границ распространения Терско-Каспийского прогиба. Весь склон платформы, включая Ногайскую ступень, заняла зона весьма затрудненного водообмена.

В пределах Восточно-Кубанской впадины отсутствует обширная территория распространения зон крайне и весьма затрудненного водообмена, которые по нижележащим комплексам занимают практически весь прогиб. По нижнемеловым отложениям Восточно-Кубанская впадина попадает в зону свободного (ее юго-восточная часть) и затрудненного (ее северо-западная часть) водообмена.

В нижнемеловом комплексе Западного Предкавказья зона крайне затрудненного водообмена (зона АВПД), кроме Западно-Кубанского прогиба, охватывает и Тимашевскую ступень.

Наименее минерализованные (до 10 г/л) и метаморфизованные (Na/Cl >1) воды гидрокарбонатно-натриевого и сульфатно-натриевого типов распространены вдоль выходов нижнемеловых отложений на дневную поверхность, на Минераловодском и Адыгейском выступах, в юго-восточной части Восточно-Кубанской впадины - в районах проникновения инфильтрационных вод.

К северу минерализация и метаморфизация пластовых вод возрастает до 60 г/л и более; тип вод становится хлоркальциевым.

В центральной части Прикумского района вскрыты высокоминерализованные пластовые воды (100 г/л), вероятно мигрировавшие из подстилающих их юрских отложений, характеризующихся такими же величинами минерализации; на остальной территории распространены пластовые воды относительно небольшой минерализации, изменяющейся в пределах 20-60 г/л. Максимальных величин минерализация (200-300 г/л) достигает в неокомских отложениях отдельных структур в Ногайской ступени и Чернолес-ской впадины, формирование которых связано с перетоками верхнеюрских рассолов в отложения мелового возраста.

Для Терско-Каспийского прогиба крайние пределы изменения минерализации пластовых вод составляют 60-200 г/л, причем отмечены положительные гидрохимические аномалии (особенно ярко выражены в пределах Бенойской площади).

В нижнемеловом комплексе сохраняется тенденция к увеличению газонасыщенности и коэффициента упругости водорастворенных газов по мере возрастания степени гидрогеологической закрытости недр - к наиболее погруженным участкам бассейна. Эти величины возрастают в пластовых водах Центрального Предавказья (газонасыщенность 300-1000 см3/л, коэффициент упругости газов - 0,1-0,3). В Западном и Восточном Предкавказье они уже достигают таких величин: газонасыщенность 1000-1500 см3/л, коэффициент упругости 0,3-0,4; максимальные значения показателей газового состава пластовых вод характерны для Терско-Каспийского прогиба (соответственно, >1500 см3/л и 0,3-0,5). При сохранении направленности в изменении газонасыщенности и упругости водорастворенных газов меловые гидрогеологические комплексы значительно недонасыщены водорастворен-ными газами по сравнению с юрскими.

Самые низкие значения газонасыщенности характерны для зоны свободного водообмена (<300 см3/л), соответственно крайне низки и величины коэффициента упругости водорастворенных газов (<0,1).

С нижнего мела меняется и характер распределения по площади залежей УВ различного фазового состояния; особенно это касается центральных и западных частей бассейна, где распространены практически лишь газовые залежи. В Восточном Предкавказье в общих чертах повторяется закономерность, отмеченная для юрских гидрогеологических комплексов: преимущественное распространение нефтяных залежей в пределах Терско-Каспийского прогиба; в Прикумском районе отмечена смена нефтяных залежей газо-конденсатными в юго-восточном направлении к Ногайской ступени и на востоке к акватории Каспийского моря.

Верхнемеловой гидрогеологический комплекс

Рассматриваемый комплекс распространен почти повсеместно, за исключением отдельных участков в пределах Ставропольского свода. Представлен он преимущественно карбонатными отложениями, мощность которых составляет 200-300 м.

По своим гидрогеологическим характеристикам он близок к нижнемеловому. Главное отличие заключается в дальнейшем расширении влияния инфильтрационных вод, в общем снижении минерализации и общей газонасыщенности вод.

Наиболее застойные условия сохраняются лишь в центральных частях передовых прогибов, в их пределах отмечено некоторое расширение границ распространения зоны АВПД.

Так, в Терско-Каспийском прогибе, на Ногайской ступени и, частично, в Чернолесской впадине, где зафиксированы АВПД, характерно распространение вод относительно высокой для рассматриваемого комплекса минерализации, равной 35-60 г/л, тип вод хлоркальциевый.

На этом фоне в отложениях верхнемелового возраста встречаются как положительные, так и отрицательные гидрохимические аномалии. В пределах положительных аномалий, происхождение которых связано с перетоками пластовых вод из нижележащих отложений, величины минерализации возрастают и в ряде случаев превышают 100 г/л; тип вод хлор-кальциевый. Отрицательные гидрохимические аномалии, существование которых обязано водам конденсационного происхождения, зафиксированы лишь в непосредственном контакте с нефтяными УВ. Минерализация вод в отдельных случаях снижается до 3-5 г/л. Пресные и опресненные воды конденсационного происхождения образуют с рассолами хлоркальциевого типа разнообразную смесь вод, относящуюся ко всем четырем типам вод (по В.А. Сулину).

Как и в нижележащих комплексах, зона свободного водообмена характеризуется распространением пресных и маломинерализованных (<10 г/л) и метаморфизованных (Na/Cl >1) напорных вод пестрого состава, обедненных растворенными газами.

 

Рис. 11. Гидрогеологическая обстановка в нижнемеловых отложенияхПредкавказья

1 - граница структурных элементов I порядка; 2 - выходы отложении на дневную поверхность; 3 - область отсутствия отложений; 4,5- месторождения: 4 - нефтяные, 5 - газовые (а) и газоконденсатные (б); 6 - изолинии потенциалов пластовых вод, м; 7 - изомины, г/л; 8 - границы гидрогеохимических зон; 5» - в числителе - газонасыщенность пластовых вод, см3/л, в знаменателе - общая упругость водорастворенных газов- 10 - область распространения углекислых вод; 11-14 - гидрогеологические зоны водообмена: 11 - крайне затрудненного (зоны АВПД), 12 - весьма затрудненного, 13 - затрудненного, 14 - свободного

 

В северо-западной части Прикумского района выделяется гидрохимическая зона, характеризующаяся повышенной минерализацией, которая, очевидно, связана с подтоком высокоминерализованных пластовых вод, мигрировавших из юрких отложений. На этом участке бассейна она составляет 80 г/л на фоне плавного изменения величин минерализации от 20 до 60 г/л. О наличии положительной гидрохимической аномалии в этом районе и в нижележащих отложениях было упомянуто при рассмотрении нижнемелового гидрогеологического комплекса.

В пределах Восточно-Кубанской впадины вскрыты минерализованные (37-54 г/л) и метаморфизованные воды хлоркальциевого типа.

Пластовые воды верхнемелового комплекса недонасыщены газом: величины газонасыщенности изменяются от <500 до >1000 см3/л, сохраняя ту же тенденцию к возрастанию в направлении наиболее погруженных частей бассейна; в том же направлении возрастают и значения коэффициента упругости растворенного газа от 0,1 до 0,5.

Верхнемеловой комплекс обеднен углеводородными скоплениями, причем здесь обнаружены лишь нефтяные залежи и сконцентрированы они, в основном в пределах Терско-Каспийского передового прогиба, в зоне крайне затрудненного водообмена. В платформенной части Восточного Предкавказья залежи нефти обнаружены в пределах Прикумского района, в зоне весьма затрудненного водообмена. На остальной территории Центрального и Западного Предкавказья встречены лишь единичные залежи УВ, приуроченные к зоне свободного водообмена.

 

Палеоцен-эоценовый гидрогеологический комплекс

В кайнозойских образованиях это самый нижний водоносный комплекс. Выше по разрезу в нефтегазоносной части разреза выделяются еще майкопский и миоцен-плиоценовый водоносные комплексы.

Палеоцен-эоценовый комплекс крайне неоднороден. Как самостоятельный он распространен в Центральном и Западном Предкавказье. В пределах Терско-Каспийского прогиба, Ногайской моноклинали и в Прикумском районе Восточного Предкавказья он является составной частью верхнемелового водоносного комплекса. Такое различие в строении палеоцен-эоценового комплекса обусловлено тем, что в Восточном Предкавказье эти отложения представлены маломощной (менее 100 м) карбонатно-глинистои толщей, через которую проходит фильтрация вод, отжимаемых из пластичных глин маикопа в верхнемеловые карбонатные коллекторы. Таким образом, водоносные пласты верхнего мела вместе с палеоцен-эоценовыми пластами образуют здесь единый палеоген-меловой карбонатный водоносный комплекс. Поэтому в Восточном Предкавказье гидрогеологическая обстановка в палеоцен-эоце-новом комплексе идентична той, которая свойственна верхнемеловому комплексу.

В Центральном и Западном Предкавказье, палеоцен-эоценовый комплекс общей мощностью до 1000 м представлен, в основном, толщами песчано-алевролитовых пород, разделенных имеющими подчиненное значение глинистыми пластами. Небольшие изменения пластовых давлений из-за относительно низкой дифференцированности неотектонических движений на данной территории, а также высокие фильтрационные свойства пластов-коллекторов, способствующие быстрой релаксации повышенных значений давлений, обеспечивают существование здесь инфильтрационного режима пластовых вод.

Максимальные значения потенциалов пластовых вод (600-700 м) и разности их градиентов (13,3 м/км) наблюдаются на Адыгейском и Минерало-водском выступах, а также в южной половине Восточно-Кубанской впадины. Резкое уменьшение потенциалов вод (от 700 до 200 м) здесь происходит в южном и юго-западном направлении - в соответствии со снижением отметок рельефа дневной поверхности. На остальной, значительно большей части Центрального и Западного Предкавказья перепады потенциалов вод колеблются от 100 до 50 м, а их градиенты составляют всего 1-2 м/км.

Минерализация пластовых вод меняется от 1-3 г/л у выходов палеоцен-эоценовых отложений в предгорье Кавказа до 30-60 г/л на большей части Скифской платформы, а их тип - от гидрокарбонатно-натриевого до преимущественно хлоркальциевого.

Газонасыщенность вод в погруженных участках комплекса высокая (до 1000-1500 см3/л), но, тем не менее, они недонасыщены газом и лишь вблизи газовых залежей, как и повсюду, упругость растворенных газов приближается к значениям пластовых давлений (Северо-Ставропольское, Александровское и другие месторождения). На Минераловодском выступе в составе растворенных газов доминирует СО2.

В Западно-Кубанском прогибе палеоцен-эоценовые образования, за исключением среднего эоцена, представлены флишевым переслаиванием алевролитов и глин.

Среднеэоценовые отложения состоят из довольно однородных глинистых образований.

Палеоцен-зоценовая флишевая толща мощностью 1300 м прослежена в полосе, шириной до 10-15 км, вдоль южного борта прогиба на расстоянии 120 км. В зоне прибортовых складок ее размытая поверхность с резким угловым несогласием перекрывается отложениями олигоценового и плиоценового возраста.

Южнее этой зоны на прилегающем к ней северном склоне Кавказа флишевая толща выходит на дневную поверхность. Во врезах речных долин абсолютные отметки выходов составляют +30- +70 м, отметки потенциалов пластовых вод здесь относительно уровня моря достигают 100 м и более, т.е. они значительно выше тех, которые могли быть созданы инфильтрогенными водами. Вниз по падению пород потенциалы вод резко возрастают. Зафиксированные их значения на удалении от выходов флишевой толщи на поверхность всего в 10 км составляют +360 м. Такие данные с учетом отмечаемого увеличения в сторону выходов пород на поверхность минерализации пластовых вод служат показателем их эксфильтрационного режима.

Наиболее высокими потенциалами в палеоцен-эоценовом комплексе обладают воды верхнеэоценовой флишевой толщи, выделяемой под названием кумского горизонта. Потенциалы вод в кумском горизонте являются максимальными во всем разрезе кайнозойских отложений южного борта Западно-Кубанского прогиба (рис. 12). Такое явление очевидно связано с наиболее высокой изолированностью подземных резервуаров, развитых в отложениях данного возраста.

 

Майкопский гидрогеологический комплекс

Рассматриваемый комплекс связан с песчаными пластами, развитыми среди преимущественно глинистой толщи. Самой большой мощностью эта толща обладает в Западно-Кубанском и Терско-Каспийском прогибах. Во всем Предкавказье она является региональным водоупором, который, как уже отмечалось, разобщает водонапорные системы мезозой-кайнозойских отложений на два гидрогеологических этажа.

Среди довольно изменчивых по мощности и распространению майкопских песчаных пластов, с которыми связаны многочисленные залежи нефти и газа, наибольшее значение имеет хадумский горизонт. Он распространен на территории Ставропольского свода, Восточно-Кубанской впадины и северного борта Западно-Кубанского прогиба.

В Восточном Предкавказье резервуары майкопских песчаных пластов отличаются сравнительно небольшим объемом и высокой гидрогеологической изолированностью при их дискретном строении. В условиях активных нисходящих движений земной коры данное обстоятельство обуславливает существование здесь наиболее высоких значений аномалийности пластовых давлений по сравнению с другими районами. Аномально высокие пластовые давления зарегистрированы на всей территории Терско-Каспийского прогиба, а также в Прикумском районе и восточной части Центрально-Ставропольской впадины. В пределах Терского антиклинория пластовые давления превышают гидростатические на 26 МПа. Севернее, в центральной части прогиба, аномалийность давлений вероятно будет еще больше.

 

 

В Западно-Кубанском прогибе водоносные песчаные пласты, развитые в майкопской глинистой толще, более многочислены по сравнению с Терско-Каспийским (их суммарная мощность достигает 700 м) и более протяженны. В южной прибортовой зоне такая песчаная толща шириной около 40 км прослежена на расстоянии 200 км. В восточной ее части эти песчаники имеют специфическую заливообразную форму выклинивания и хорошо изучены из-за приуроченности к ним цепочки нефтяных залежей, протягивающихся от г. Нефтегорска до станицы Северской. В отличие от остальной территории Западно-Кубанского прогиба, где распространены аномально высокие пластовые давления, здесь пластовые давления близки к гидростатическим давлениям, однако при этом режим вод - эксфильтрационный (по Б.М. Яковлеву). Потенциалы вод снижаются вдоль борта в восточном направлении. В этом же направлении соленые воды сменяются пресными и, соответственно, хлоркальциевый тип вод - гидрокарбонатно-натриевым.

В Центральном Предкавказье с хадумским горизонтом связаны крупные газовые залежи. Литологически здесь он представлен 130-метровой толщей алевролитов и алевритов с прослоями глин. Давление пластовых вод на всей территории к северу от Западно-Кубанского и Терско-Каспийского прогибов соответствует гидростатическим давлениям. Однако на локальных, воздымающихся площадях, как, например, на Северо-Ставропольской структуре, они ощутимо (например, на 0,10-0,15 МПа) ниже значений гидростатических давлений.

Потенциалы вод при градиентах в среднем всего в 0,08-0,005 МПа/км уменьшаются в северном направлении. Максимальные значения минерализации вод (до 60 г/л) наблюдаются в районе Тахта-Кугультинского месторождения. По мере удаления от этого участка минерализация вод уменьшается. Тип вод изменяется от хлоркальциевого до гидрокарбонатно-натриевого. Мета-морфизация вод невысокая: Na/Cl - 1,05-0,9. Воды содержат до 40 мг/л иода, т.е. могут быть использованы в качестве источника минерального сырья.

 

Миоцен-плиоценовый гидрогеологический комплекс

 

Отложения миоцен-плиоцена включают серию водоносных горизонтов, связанных в основном с песчаными пластами чокракско-карачанского, сарматского, меотического и понтийского возраста. В Западно-Кубанском и Терско-Каспийском прогибах они нефтеносны, а в пределах Ставропольского свода и прилегающих к нему с запада и востока платформенных складок - газоносны.

На платформенном склоне и Ставропольском своде миоцен-плиоценовый комплекс имеет относительно простое гидрогеологическое строение: пластовые давления при наличии некоторой дифференциации в пределах локальных структур в целом близки значениям гидростатических давлений: потенциалы вод в общем виде уменьшаются с юга на север в соответствии со снижением рельефа дневной поверхности, а соленость вод увеличивается в этом же направлении от 1-2 г/л вблизи выходов пород на поверхность в предгорье до 3-4 г/л на Ставропольском своде.

В Азово-Кубанском и Терско-Каспийском прогибах на общем фоне экс-фильтрационного режима пластовых вод со снижением их потенциалов и минерализации от центров прогибов к периферии гидрогеологическая обстановка резко дифференцирована. Данное явление хорошо изучено в Азово-Кубанском прогибе. В соответствии с унаследованным от олигоценового времени тектоническим развитием здесь выделяются Славянско-Рязанская и Адагумо-Афипская синклинали и разделяющая их Темрюкско-Красно-дарская антиклинальная зона. Режим вод, минерализация и химический состав как между, так и в пределах перечисленных тектонических элементов различна. Пестрота гидрогеологической обстановки определяется в основном режимом пластовых вод, зависящим от направленности и интенсивности неотектонических движений. При эксфильтрационном режиме, развитом в наиболее опущенных (опускающихся) участках, по сравнению с прилегающими относительно приподнятым территориями, потенциалы пластовых вод и их минерализация выше. Тип вод повсюду хлоркальциевый, соленость вод достигает 65 г/л, а пластовые давления превышают гидростатические на 20-25 МПа. На относительно приподнятых структурах пластовые давления ниже; в их сводовых частях соленость вод минимальная, что связано с фильтрацией в миоцен-плиоценовые горизонты маломинерализованных вод, отжимаемых из майкопских пластичных глин. В связи с этим на ряде площадей отмечается уменьшение минерализации вод по разрезу от меотиса - верхнего сармата до среднего сармата - чокрака от 25-80 до 10-35 г/л и смена хлоркальциевого типа вод гидрокарбонатно-натриевым.

Наиболее отчетливо такая гидрогеологическая обстановка проявляется в районе Анастасиевско-Троицкого месторождения. Хотя в данном случае она, наиболее вероятно, связана с образованием газонефтяной залежи. Здесь за внешним контуром нефтеносности IV пласта наблюдаются последовательно сменяющиеся зоны вод: гидрокарбонатно-натриевого типа с минерализацией от 20 до 35 г/л, вод смешанного химического состава сминерализацией до 40 г/л и вод хлоркальциевого типа с минерализацией более 40 г/л.

Для вод меотиса в этом районе характерно высокое содержание йода (до 39-50 мг/л), они используются в качестве сырья для получения иода на Славяно-Троицком йодном заводе.

Из анализа гидрогеологических условий нефтегазоносных комплексах мезозой-кайнозойских отложений Северного Предкавказья можно сделать следующие основные выводы.

Артезианский бассейн Северного Предкавказья состоит из трех независимых гидрогеологических областей: Западной, Центральной и Восточной. В их стратиграфическом разрезе выделяются два гидрогеологических этажа: верхний - надмайкопский и нижний - подмайкопский. Потенциалы вод нефтегазоносных комплексов верхнего и, особенно, нижнего этажа в ряде районов существенно различны. Наибольшая дифференциация значений потенциалов вод наблюдается в разрезах Западного и Восточного Предкавказья (рис. 13).

По площади распространения породы всех нефтегазоносных комплексов находятся в сфере влияния либо инфильтрационного, либо эксфильтрационного режимов пластовых вод. Эксфильтрационный режим распространен в наиболее прогнутых, погружающихся участках Северного Предкавказья, а инфильтрационный - на относительно стабильных в неотектоническом отношении платформенном склоне и выступах фундамента. Площадь распространения эксфильтрационного режима в целом последовательно расширяется от молодых к более древним комплексам, что связано с увеличением территории гидрогеологической закрытости водоносных горизонтов с глубиной залегания. Пластовые давления в областях развития эксфильтрационного режима обычно имеют аномально высокие значения. При этом потенциалы вод уменьшаются по направлению к относительно приподнятым частям бассейнов и их бортам. Воды, как правило, высокоминерализованы и высокометаморфизованы, хлоркальциевого типа. По направлению уменьшения значений потенциалов их минерализация и степень метаморфизации уменьшаются. Анализ фактического материала показывает также, что и потенциалы вод, и их минерализация на территории распространения эксфильтрационного режима не имеют последовательного однонаправленного изменения.

Данное обстоятельство, с учетом наличия АВПД, которые могут существовать только в изолированных резервуарах и, наконец, различие направленности изменения солености пластовых вод и значений их потенциалов свидетельствуют о дискретном строении развитых здесь водоносных горизонтов, а следовательно, об отсутствии региональной фильтрации флюидов из центральных частей осадочных бассейнов к их периферии. В областях распространения инфильтрационного режима пластовые давления обычно соответствуют гидростатическим, т.е. давлению, создаваемому столбом воды высотой от дневной поверхности до точки замера в пласте. Потенциалы вод в целом уменьшаются от выходов пород на перифериях бассейнов в стороны их центральных частей. В этом же направлении, в отличие от эксфильтрационного режима, увеличивается минерализация и метаморфизация, а также смена типа вод от гидрокарбонатно-натриевого до хлоркальциевого. Однако на участках, где водоносные комплексы находятся вблизи дневной поверхности, такая закономерность изменения гидрогеологической обстановки нарушается.

 

 

 

Рис.13. Распределение потенциалов пластовых вод по стратиграфическому разрезу (по Б.М. Яковлеву [Яковлев, Толмачева, 1962])

I - Западное Предкавказье: 1 - южный борт Западно-Кубанского прогиба; 2 -северный борт Западно-Кубанского прогиба; 3 - Восточно-Кубанская впадина; 4 -восточный борт Восточно-Кубанской впадины

II - Восточное Предкавказье: 1 - Терско-Сунженская зона; 2 - Чернолесская впадина; 3 - западная часть Терско-Каспийского прогиба; 4 - Прикумская зона

 

Особо следует отметить, что как и в областях эксфильтрационного режима, в областях инфильтрационного режима последовательного однонаправленного изменения основных гидрогеологических показателей не наблюдается. Данное обстоятельство, а также соответствие пластовых давлений гидростатическим, свидетельствует о дискретности строения гидрогеологических комплексов и в пределах платформенных участков Северного Предкавказья.


Нефтегазоносность

 

На территории Предкавказья выявлено более 300 месторождений нефти и газа, распределение которых в разрезе неравномерно. В одних районах они приурочены к одному-двум стратиграфическим комплексам, в других - продуктивны четыре-пять и более разновозрастных комплексов. Также неравномерно размещение скоплений нефти и газа по площади - имеются территории, где они отсутствуют или развиты спорадически, и площади их максимальной концентрации.

Приведем нефтегазогеологическое районирование и характеристику нефтегазоносных областей, районов и зон нефтегазонакопления. Изучением закономерностей размещения месторождений нефти и газа на территории Предкавказья в целом занимались многочисленные исследователи, выдвигая те или иные схемы нефтегазогеологического районирования, объясняющие специфические особенности распределения скоплений углеводородов в различных частях региона. Последней по времени схемой нефтегазогеологического районирования является схема, разработанная А.И. Летавиным и В.Е. Орлом с соавторами в 1987 г. Новые данные по нефтегазоносности региона, полученные за прошедшие десять лет, принципиально не меняют ранее высказанные представления о строении крупных нефтегазогеологических подразделений, какими являются нефтегазоносные области (НГО) и нефтегазоносные районы (НГР). Что касается нефтегазоносных подразделений более низкого ранга - зон нефтегазонакопления (ЗНГ), то они в разработке вышеуказанных исследователей охарактеризованы в самом общем виде.

На территории Предкавказья, которое занимает западную половину Северо-Кавказско-Мангышлакской нефтегазоносной провинции, расположены шесть нефтегазоносных областей, которые объединяют 16 нефтегазоносных районов. Выделение НГО основано на принципе их приуроченности к крупным одноранговым геоструктурным элементам (Терско-Каспийский и Западно-Кубанский передовые прогибы, кряж Карпинского, Ставропольский свод) или территориям, где по нижним частям осадочного чехла фиксируются разнородные по природе тектонические элементы подчиненного порядка, которые по перекрывающим комплексам разреза самостоятельно не прослеживаются (Западно- и Восточно-Предкавказская НГО). НГР в пределах НГО выделяются, исходя из различий их геологического строения и распределения по площади и разрезу месторождений нефти и газа. Более мелкими нефтегазогеологическими подразделениями НГР являются ЗНГ. Необходимость самостоятельного выделения последних связана с тем, что на территориях НГР распределение скоплений углеводородов, как правило, не является однотипным. Из-за различий в геологическом строении отдельных частей НГР системы ловушек, образующих зоны нефтегазонакопления, характеризуются своими специфическими особенностями распределения по разрезу неф- тегазоносности. В целом, пространственное соотношение в регионе НГО, НГР, ЗНГ, а также типовых разрезов осадочных образований, включая их продуктивные части, в пределах всех НГР Предкавказья приведены на рис. 14, 15, а также 24, 27, 41.