Геодинамические критерии оценки нефтегазоносности Терско-Каспийского передового прогиба

УДК 553.98

ГЕОДИНАМИЧЕСКИЕ КРИТЕРИИ ОЦЕНКИ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ТЕРСКО-КАСПИИСКОГО ПЕРЕДОВОГО ПРОГИБА

Г.И.Лебедько

Дана оценка регионального строения Северо-Кавказского нефтегазоносного бассейна и новые методы поисков ловушек УВ. Построенные автором комплексные модели геологического строения месторождений УВ показали, что большая роль в формировании залежей нефти и газа принадлежит современной геодинамике. Процесс столкновения плит в пределах внешней зоны пассивной окраины Северо-Кавказского палеомикроконтинента продолжается и в настоящее время, что подтверждается землетрясениями и наблюдениями на геодинамическом полигоне. В статье даны предложения по дальнейшему изучению различных интервалов разреза осадочного чехла Терско-Каспийского передового прогиба.

Ключевые слова: методы поиска ловушек; геодинамика; осадочный чехол.

Территория Северо-Кавказского нефтегазоносного бассейна (НГБ) характеризуется резкой диф-ференцированностью геодинамической активности. Отмечается неравномерное распределение тектонических напряжений в земной коре, что проявляется в различной степени деформированности земной поверхности, скоростях современных движений земной коры и сейсмической активности. Оценка перспектив нефтегазоносности региона, выполненная с учетом геодинамических факторов, показала, что к высокоперспективным землям относится система передовых прогибов Предкавказья, в первую очередь территории Терско-Каспий-ского передового прогиба.

Предварительная оценка степени разведанности, а также уровня выработанности по методике графического анализа, предложенная В.П.Орловым, позволяет на основе анализа начальных суммарных ресурсов УВ-сырья оценить их структурную сбалансированность (оптимальное соотношение ресурсов категорий А+В+С и С2+С3, а также Д-|+Д2). Результат такого анализа дает основания выявить особенности "жизненного" цикла

освоения ресурсного потенциала (разведанности и выработанности) Северо-Кавказского региона [6, 7].

Для большинства субъектов РФ отмечается диспропорция между разведанностью ресурсов и выра-ботанностью промышленных запасов УВ (рис. 1). Относительная сбалансированность матрицы (отношение запасы/ресурсы) установлена (по нефти) для Краснодарского края, Адыгеи и Астраханской области. По газу сбалансированность отмечена для Ростовской и Астраханской областей, Калмыкии, Дагестана, Ингушетии и Чеченской Республики (см. рис. 1).

Практически все субъекты федерации попадают в различные участки зрелой стадии разработки ресурсной базы (рис. 2). По степени разведанности в стадии освоения остаются Адыгея и Северная Осетия (по нефти). По газу степень разведан-ности субъектов РФ колеблется от стадии освоения (Кабардино-Балкария, Северная Осетия, Ингушетия и Чеченская Республика) до зрелой стадии (Дагестан, Краснодарский край, Ставропольский край, Адыгея).

Выработанность запасов нефти колеблется гораздо шире: от стадии освоения

до зрелой (Кабардино-Балкария, Ставропольский и Краснодарский края, Дагестан, Ингушетия и Чеченская Республика). Адыгея по выра-ботанности запасов газа также находится в стадии истощения. Остальные субъекты федерации по вы-работанности газа находятся в зрелой стадии, за исключением Северной Осетии, которая остановилась на стадии освоения (рис. 3).

Анализ построенных диаграмм свидетельствует о разбалансирован-ности нефтегазовой отрасли всех субъектов РФ Северо-Кавказского федерального округа. Отмечено отставание поисково-оценочных и частично прогнозных геолого-разведочных работ в Адыгеи, Ставропольском и Краснодарском краях, а также поисково-оценочных и прогнозных геолого-разведочных работ в Дагестане, Калмыкии, Ростовской области, Чеченской Республике, Ингушетии и Кабардино-Балкарии. Северная Осетия по газу недостаточно обеспечена разведочными работами. Перспективность открытий новых крупных месторождений в пределах Терско-Каспийского передового прогиба проблематична и неоднозначна (рис. 4). В целом проведенный анализ свидетельст-

Рис. 1. АНАЛИЗ СТРУКТУРНОЙ СБАЛАНСИРОВАННОСТИ НАЧАЛЬНЫХ СУММАРНЫХ РЕСУРСОВ НЕФТИ (А) И СВОБОДНОГО ГАЗА (Б) СУБЪЕКТОВ РФ В ПРЕДЕЛАХ СЕВЕРО-КАВКАЗСКОГО РЕГИОНА, %

1 - участки сбалансированной структуры начальных суммарных ресурсов; стадии состояния МСБ: I- начального изучения, II- развития, III- зрелости, IV- истощения, V- выбытия; А - за счет отставания прогнозных и частично поисковых и оценочных работ, В -из-за отставания прогнозных поисковых и оценочных работ, С -за счет опережения поисково-разведочных работ и отставания прогнозно-поисковых, О - из-за отставания разведочных и прогнозных работ

вует о необходимости усиления темпов геолого-разведочных работ в старых добывающих районах с развитой промыслово-транспорт-ной системой, обеспеченных квалифицированными кадрами.

К настоящему времени на территории Терско-Каспийского передового прогиба выполнен значительный объем геофизических работ, который может служить основой анализа для глубинного прогноза (рис. 5). Первостепенное значение при этом приобретает анализ геологических, тектонических и флюи-додинамических особенностей всей территории.

Необходимость дальнейшего изучения перспектив нефтегазо-носности Северо-Кавказской системы передовых прогибов, которые играют главную роль в добыче нефти газа в регионе, сомнений не вызывает. Однако, поскольку традиционные подходы исчерпали себя, необходим инновационный (флюидодинамический) подход к анализу данных и моделированию природных флюидных микро- и на-носистем.

Территория Терско-Каспийско-го передового прогиба характеризуется высокой степенью геолого-геофизической изученности. Однако информация накоплена в основном по наиболее изученным районам и комплексам, которые составляют лишь часть региона.

В настоящее время особенности геологического строения детально изучены на отдельных, довольно ограниченных по площади участках на различных глубинах в Ставропольском крае, Кабардино-Балкарии, Чеченской Республике, Ингушетии и Дагестане. На всей территории Терско-Каспийского передового прогиба остаются неизвестными или же весьма слабо освещенными наиболее общие черты строения и перспективы нефтегазо-носности глубинного разреза. При этом следует учитывать глубину залегания продуктивных пластов. Мак-

симальная глубина (4 км и более) достигнута в Кабардино-Балкарии, Северной Осетии, Ингушетии и Чеченской Республике. На территории Дагестана она составляет 3,9 км, Ставропольского края — 3,5 км.

Этот показатель минимален в Краснодарском крае — 3,3 км.

Глубинный поперечный разрез Терско-Каспийского передового прогиба свидетельствует о его развитии по листрическому типу, кото-

ны по разрезу двумя различными литологическими типами пород: песчано-глинистыми толщами неогена и эоцен-верхнемеловыми карбонатными горизонтами. Такой тип разреза при горизонтальном сжатии определил различные тектонические условия неогена и верхнего мела. Характерно усложнение тектонического плана вверх по разрезу — отмечается резкий рост надви-гово-разрывной тектоники со смещением складчатости на северо-восток. В сложнопостроенных антиклиналях неогена содержатся многочисленные терригенные залежи карагана — чокрака, к настоящему времени практически выработанные.

Верхнемеловые горст-антиклинали сформированы за счет горизонтального сжатия жестких карбонатных пластин (мощность 300-600 м), которые в межантиклинальных зонах представлены разломно-дест-руктивными синформами. Залежи в антиклинальных структурах образуют массивные ловушки с коэффициентом заполнения нефтью < 1. Характерны высокая газонасыщенность нефтей, аномально высокие пластовые давления, а также неравномерное нефтегазонасыщение коллекторов, что свидетельствует о перманентности процесса формирования (и переформирования) месторождений УВ.

Данные геохимических (в том числе изотопных) исследований свидетельствуют о последовательном преобразовании УВ-систем в природных залежах. Снижение уровня свободной энергии при установлении равновесия выражается в тенденции перехода сложных углеродистых систем к более простым УВ-соединениям, для которых характерно стабильное состояние. Окончательное становление УВ-за-лежей происходит на неоген-четвертичном этапе.

В современных условиях необходима разработка современной геолого-поисковой концепции освоения УВ-потенциала Терско-Кас-

Рис. 2. СОПОСТАВЛЕНИЕ РАЗВЕДАННОСТИ (А) И ВЫРАБОТАННОСТИ (Б) ЗАПАСОВ НЕФТИ СУБЪЕКТОВ РФ СЕВЕРО-КАВКАЗСКОГО РЕГИОНА

Рис. 3. СОПОСТАВЛЕНИЕ РАЗВЕДАННОСТИ (А) И ВЫРАБОТАННОСТИ (Б) ЗАПАСОВ СВОБОДНОГО ГАЗА СУБЪЕКТОВ РФ СЕВЕРО-КАВКАЗСКОГО РЕГИОНА

Рис. 4. РАСПРЕДЕЛЕНИЕ СКОПЛЕНИЙ НЕФТИ

рое определило асимметричное строение — пологий северный борт субплатформенного строения и крутой южный, осложненный складчатостью. Тектонические деформации характерны для Терского и Сунженского хребтов, а также При-теречного блока.

В общем тектоническом плане Терско-Сунженской зоны выделяются высокоамплитудные (0,8-1,2 км) антиклинали (структуры основной складчатости), ориентированные субширотно с размерами до 55х4 км. Складчатые структуры представле-

Рис. 5. СХЕМА РАЗМЕЩЕНИЯ РЕГИОНАЛЬНЫХ ПРОФИЛЕЙ

Сейсмопрофили: 1 - региональные, 2 - поисково-разведочные; 3 - разведочные скважины

пийского передового прогиба, которая определит приоритеты в направлениях геолого-разведочных работ: объекты сегодняшнего дня и на перспективу. На сегодняшний день фонд подготовленных к поисковому бурению структур в отложениях верхнего мела пополняется главным образом за счет структур вторичной складчатости. Последние осложняют погруженные крылья основной складчатости на глубине 3,5-5,5 км.

Перспективные сложнопостро-енные ловушки выявлены в различных зонах Терско-Каспийского передового прогиба. Значительные прогнозные ресурсы отмечены в ряде структур, таких как Автурин-ская, Западно-Ханкальская, Севе-ро-Октябрьская, группа структур в зоне Андреевского месторожде-

ния, ряд структур Притеречного блока, а также недостаточно изученные структуры южного борта прогиба. По результатам предварительной оценки суммарные извлекаемые ресурсы достигают в них 40-50 млн т усл. топлива [1].

Поскольку около 90 % запасов (и ресурсов) сосредоточено в верхнемеловом комплексе, задача наращивания ресурсной базы УВ должна решаться в первую очередь за счет верхнемелового направления, включая также использование современных технологий увеличения коэффициента извлечения нефти, что особенно актуально в трещинно-кавернозных коллекторах. Нижнемеловой комплекс, залегающий более глубоко, экономически менее привлекателен, но в существующих условиях может

дать дополнительный прирост ресурсной базы УВ.

Необходимо также объективно оценить перспективность миоценовых отложений Терско-Каспийского передового прогиба, которые нефтегазоносны в региональном плане. Несмотря на значительную вырабо-танность месторождений этого комплекса, следует учесть, что ранее во многих скважинах, пробуренных на верхнемеловых объектах в пределах этого прогиба, миоценовый разрез целенаправленно не изучался. В то же время в пределах Западно-Кубанского прогиба в последние 10-летия открыто около 15 месторождений в отложениях чокрака на глубине 3,0-3,5 км (с дебитами нефти до 200-450 т/сут).

Долгое время обсуждавшаяся и, несомненно, назревшая долго-

Рис. 6. РАСПРОСТРАНЕННОСТЬ ВЕРХНЕЮРСКОГО КОМПЛЕКСА

01 ЕГЬ Шз О. и5 ИШб о

Границы: 1 - нефтегазоносных областей, 2 - нефтегазоносных районов; месторождения: 3-газовые, 4 - газоконденсатные, 5-нефтяные; 6 - выходы комплекса на поверхность; 7 - отсутствие комлекса

срочная перспектива развития нефтегазового комплекса Терско-Кас-пийского передового прогиба связывается с верхнеюрскими отложениями, которые распространены на всей территории этого прогиба (рис. 6). По современным количественным оценкам в меж- и подсоле-вых толщах отмечен значительный УВ-потенциал (минимум 500 млн т нефти). Промышленная нефтегазо-носность подсолевых отложений юры выявлена на Датыхской площади. Нефтяные (и конденсатные) залежи тяготеют к бортовым зонам западной части Терско-Каспийско-го прогиба. Газовые залежи предполагаются в центре прогиба.

Основные перспективы нефте-газоносности карбонатной формации связаны с рифоподобными структурами на южном борту Тер-ско-Каспийского передового прогиба. Наиболее крупные биогермные

и рифовые сооружения наблюдаются в узлах пересечения нарушений разного направления. Выявленные месторождения в юрских отложениях Ахловской и Харбижинской структур в настоящее время не разрабатываются из-за высокой концентрации сероводорода (до 7 %). Попутные воды юрских и нижнемеловых отложений содержат промышленные концентрации лития, рубидия, цезия, стронция, а также йода и брома.

Таким образом, стратегия геолого-разведочных работ в пределах Терско-Каспийского передового прогиба определяется тем, что фактически весь объем (90 %) доказанных запасов нефти сосредоточен в верхнемеловых отложениях, тогда как основная масса перспективных ресурсов приходится на юрские толщи (верхнеюрско-ниж-немеловой комплекс).

Для современного этапа проведения геолого-разведочных работ характерен выход на значительные глубины и объекты со все более сложным строением. В связи с этим необходимо проведение исследований, направленных на выяснение региональных закономерностей распространения и условий залегания перспективных нефтегазоносных комплексов, особенно верхнемеловых объектов, общий потенциал которых, по мнению автора статьи, несомненно, занижен.

Значительное внимание уделено методологии интерпретации сейсмических данных и роли в ней скоростного анализа как инструмента, имеющего самостоятельное значение в изучении геологического строения. Широкое применение МОГТ в региональных исследованиях потребовало разработки физико-гео-логически согласованных общих моделей интерпретации сейсмических данных МОГТ с ГСЗ и КМПВ для прогноза месторождений УВ. Однако развитие методологии обработки и интерпретации в основном шло по пути совершенствования динамической выразительности волнового поля, или, по выражению С.В.Гольдина, "сейсмовиденью" среды. Несмотря на неразрывность взаимосвязи динамических и кинематических параметров поля отраженных волн, в предельных случаях отражающая граница может определяться плотностями контактирующих сред или быть градиентной по скорости. Последнее утверждение представляется важным для решения задач поисков месторождений, образованных за счет заполнения трещинно-пористой среды флюидами и растворами [4].

Для детальной сейсморазведки на месторождениях УВ методология интерпретации в целом достаточно хорошо проработана, в ней параметры и характеристики сейсмического поля образуют единую систему взаимосвязанных методик обработки и интерпретации дина-

OIL AND GAS POTENTIAL AND SUBSTANTIATION OF EXPLORATION TRENDS

Рис. 7. МОДЕЛЬ СТРОЕНИЯ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ ТЕРСКОЙ ЗОНЫ ТЕРСКО-КАСПИЙСКОГО ПЕРЕДОВОГО ПРОГИБА

мических и кинематических параметров среды, согласованную с данными геолого-геофизического изучения скважин. Эта методология реализована практически во всех широко известных программных продуктах крупнейших зарубежных компаний — производителей геолого-геофизического программного обеспечения. Для поисковых и региональных работ методология интерпретации сейсмических данных находится в стадии разработки.

Целью исследований было подготовить на основе системного анализа общий методологический подход к сейсмогеологической интерпретации скорости продольных волн для прогноза месторождений флюидного генезиса в сложных геодинамических условиях [5].

Необходимо учесть, что с позиции методологии исследования геологического пространства экономическая эффективность объективно диктует комплексное изучение природного объекта: последовательно от зонального прогноза к локальному и далее к геолого-экономической оценке выделенных перспективных объектов в соответствии с последними рекомендациями ВНИГНИ и СНИИГиМСа (А.И.Варламов, А.А.Герт, А.П.Афа-насенков, М.Б.Келлер и др.).

Итог прогнозного анализа неф-тегазоносности выражен в создании комплексных моделей геологического строения нефтегазовых месторождений. Современные требования ("Регламент по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений", Минтопэнерго РФ, 2000) рекомендуют создание геолого-технологических моделей (помимо эксплуатационного этапа) на поисково-разведочной стадии, которая обосновывает зональный прогноз.

Возможности геодинамических построений достаточно результативны. В качестве примера приводится технология построения модели ти-

Зоны разуплотнения: 1 - по геодинамическим данным, 2 -по гравиметрическим данным; 3 - нефтяные залежи; 4 - выходы на поверхность горячих вод с нефтепроявлениями; 5 -разломы осадочного чехла и земной коры; 6 - сейсмические границы по данным МОВЗ; 7 - предполагаемая граница поверхности Мохоровичича; 8 -направление флюидоперетоков; 9 - очаг землетрясения; 10 - глубокие скважины; 11 -направление горизонтальных перемещений; 12 - зона флюидизации; 13 - водонапорные комплексы; 14 - кривая коэффициента аномально высокого пластового давления

Рис. 8. КАРТА АНОМАЛЬНОГО МАГНИТНОГО ПОЛЯ АТа

1 - направление поляризованного луча

пичного месторождения Терско-Каспийского передового прогиба, для чего использованы все данные по Терскому профилю, пересекающему Терско-Сунженскую зону в субмеридиональном направлении, а также комплекс геодинамических параметров, полученных на геодинамическом полигоне "ГЕОНа".

По геодинамическим параметрам (а также и по гравиметрии) по разрезу отмечены зоны аномально высокого пластового давления и разуплотнения. При этом температурное поле более напряженное по сравнению с условиями примыкающей с севера бортовой зоны, граничащей со Скифской плитой. Установлено резкое повышение температуры в пределах Терско-Сунжен-ской зоны, которая на глубине 3 км на 30-40 оС выше по сравнению с соседними тектоническими элементами. Это явление можно связать с

активной разгрузкой флюидопото-ка, сопутствующего разрывным нарушениям (подводящим каналам).

Весь комплекс полученных данных свидетельствует о том, что каналы для вертикальной миграции флюидов формируются в процессе активных динамических процессов в земной коре, которые определяют гидроразрыв осадочных толщ. При этом в пределах зон нефтегазона-копления возникают участки аномально высокого пластового давления, для которых фиксируются значения коэффициента аномальности, достигающие 1,9-2,0 и более.

По геодинамическим данным нефтегазоносен практически весь вскрытый разрез (до глубины 6-7 км). Многочисленные данные свидетельствуют о том, что формирование УВ-залежей продолжается и в современную эпоху. Продуктивными являются коллекторы трещинно-ка-

вернозного типа в карбонатных толщах мезозоя.

На основании модели типичного нефтяного месторождения Терской зоны (на примере Эльдаров-ского) следует, что оно контролируется разломной структурой глубинного заложения, которая представляет собой высокоактивную флюиодинамическую (гидротермальную) систему с выходом на поверхность горячих минеральных вод с нефтью (рис. 7). Результатом функционирования флюидодинамиче-ской системы является промышленная нефтеносность практически всего вскрытого разреза мезо-кай-нозоя.

Зоны магнитных аномалий трассируют разломные глубинные структуры, которые представлены телами метабазитов и серпентинитов. На поверхности, в пределах Большого Кавказа, эти массивы ме-

Рис. 9. ПОЛОЖЕНИЕ ВОСТОЧНОЙ ЗОНЫ ТРИАСОВОГО ТАФРОГЕНА ТЕРСКО-КАСПИЙСКОГО ПЕРЕДОВОГО ПРОГИБА

табазитов располагаются в виде субширотных цепочек, продолжая магнитные аномалии на восток (рис. 8).

Вертикальная миграция флюидов (в том числе и УВ) приводит к формированию диатрем (стволовых структур), связанных внедрением или втеканием флюидопотоков, так как их низкая вязкость сопоставима с вязкостью воды. Этот процесс сопровождается водородной дегазацией глубинных зон. Струйная миграция водорода отражается в рельефе в виде кольцевых (изо-метричных) структур, которые четко фиксируются в платформенных условиях методами дистанционного зондирования.

Флюидодинамические процессы широко проявлены во всей системе передовых прогибов. Аномальные изменения пластового давления, температур и дебитов скважин следуют волновой тенденции и определяются сейсмотектонической активностью. Горизонтальная составляющая четко фиксируется деформациями обсадных колонн (обычно в интервале 0,5-1,5 м на границе верхнего майкопа и чокрака). В пределах передовых прогибов установлена прямая связь между изменениями Я7-условий и неотектонической активностью.

Терско-Каспийский передовой прогиб представляет собой наложенный позднеальпийский прогиб, развитый унаследовано по триасовому тафрогену субширотной ориентировки, который на востоке переходит в Сулакский прогиб. Анализ сейсмопрофилей, выполненных ПО "Грознефть" в пределах Сулак-ского прогиба, выявил субмеридиональный триасовый тафроген, секущий вкрест простирания триасовую структуру прогиба, а на севере сочленяющийся с Восточно-Манычским тафрогеном. Триасовый тектонический узел Сулакского прогиба значительно расширяет потенциал прогиба на восточном его продолжении (рис. 9).

Нелинейный характер флюидо-динамики отражается в положении флюидопотоков и пульсационном проявлении их во времени. Вертикальный флюидопоток образует вытянутую субширотную зону зна-

чительных размеров, совпадающую с осью прогиба. Видимо, этот глубинный флюидопоток и определяет насыщение УВ кайнозойских (и нижележащих (?) толщ. Он заложен в раннем палеозое, когда сформиро-

Рис. 10. КАРТА РЕГИОНАЛЬНОЙ ВТОРИЧНОЙ РАДИОГЕОХИМИЧЕСКОЙ ЗОНАЛЬНОСТИ

Зоны: 1 -урановая, 2-ториевая, 3-калиевая

вались протрузии серпентинитов. Дальнейшее развитие этих нарушенных структур наиболее четко проявилось в триасе, в связи с формированием тафрогенов субширотного простирания, далее они унаследовано фиксируются в альпийский этап развития. Современная неоднородность остаточных флюи-допотоков (эманационная составляющая) отражена на рис. 10.

Следует учитывать, что экранирующие свойства аргиллитов и глин с глубиной снижаются в результате дегидратации, уменьшения пористости и изменения состава. В итоге глинисто-аргиллитовые образования на значительных глубинах утрачивают флюидоупорные характеристики (частично или полностью). Они преобразуются в трещиноватые аргиллиты (глинистые сланцы), проницаемость которых возрастает на порядок и более. В глинах мелководных бассейнов (Северный Прикаспий) потеря газоупорных свойств происходит уже на глубине

3 км. Глубоководные глины более устойчивы и преобразуются на глубине 4,5-5,0 км. На глубине более 4,5 км не только аргиллиты, но и плотные разновидности мергелей, известняков и доломитов, играющие роли флюидрупоров, становятся проницаемыми. Только эва-пориты сохраняют свойства флюи-доупора.

В пределах Северного Кавказа многие исследователи пришли к выводу, что на масштабы накопления УВ и условия сохранности залежей влияет направленность неотектонических современных движений: амплитуда и степень дифференциро-ванности вертикального подъема. Оптимальный диапазон вертикальных тектонических движений в пределах Терско-Сунженской зоны определен в 2 км (рис. 11). Превышение этого уровня подъема сказывается уже отрицательно [3]. В оптимально активной Терской неотектонической зоне промышленные скопления УВ распространены по

разрезу от верхнеюрских до сарматских отложений и практически напрямую связаны с направленностью и амплитудой новейших вертикальных движений.

Можно отметить корреляцию стратиграфических уровней локализации УВ с максимумами (интенсивностью) неотектонических процессов. В качестве эталона принята степень дислоцированности плиоценовых отложений локальных структурных элементов [9].

В пределах слабодислоциро-ванных структур (Харбижинской, Арак-Далатарекской и др.) с углами падения обычно менее 10° максимальные скопления УВ прогнозируются в подсолевых толщах верхней юры.

В условиях интенсивно дислоцированных структур с углами падения более 15° (Карабулак-Ачаку-льское, Серноводское и др.) вертикальная миграция УВ проявлена наиболее интенсивно. Эти данные свидетельствуют о значительном

Рис. 11. ГРАФИК ЗАВИСИМОСТИ ГЕОЛОГИЧЕСКИХ ЗАПАСОВ НЕФТИ ОТ ГЕОДИНАМИЧЕСКОЙ АКТИВНОСТИ ТЕРРИТОРИИ

реформировании залежей в отложениях верхней юры и нижнемеловых толщах. Промышленные скопления сосредоточены в верхнемеловых коллекторах, а также сред-немиоценовых толщах и фиксируются на поверхности.

Принятая в 2010 г. "Стратегия развития геологической отрасли до 2030 года" определяет объекты программно-целевого планирования в сфере геологического изучения недр, воспроизводства и использования минерально-сырьевой базы минерально-сырьевых центров (МСЦ). Последние призваны решать задачи государственного управления фондом недр (координация геолого-разведочных работ и лицензионного процесса, обеспечение и планирование инфраструктуры). МСЦ должны обеспечить целостное освоение региона, снижая негативные явления из-за разобщения нефтегазового комплекса по административным подразделениям и залицен-зированных недропользователями территорий.

В пределах юга России в результате планомерных геолого-разведочных работ в низовьях р.Волги и акватории северной части Каспийского моря подготовлена сырьевая база, которая может стать основой Каспийского нефтегазового МСЦ, который с учетом прилегающих действующих месторождений (по мнению В.П.Орлова) в состоянии достигнуть годовой мощности до 35-40 млн т усл. топлива [7].

С.Е.Донской рассматривает МСЦ в качестве единой ресурсно-инфраструктурной системы [2], которая, помимо ресурсной, включает энергетическую, транспортную, кадровую и другие подсистемы. Предполагается итоговый синергетический эффект от принятых решений.

Развитие промышленного потенциала на сырьевой основе и последовательное расширение технологических цепочек переработки сырья с ориентировкой на инновационные решения представляют со-

бой путь решения экономических проблем хронически дотационных регионов.

Первостепенной задачей развития МСЦ следует считать разработку оптимального варианта формирования структуры ресурсной базы и возможностей ее расширения за счет неразведанных ресурсов континентальной части региона.

Применение современных инновационных технологий на основе геодинамического анализа позволит по-новому подойти к оценке УВ-потенциала и прогнозу нефтегазовых залежей в перспективных отложениях Терско-Каспийского передового прогиба Северо-Кавказского

нефтегазоносного бассейна, потенциал которого учитывается при геолого-экономической оценке ресурсной базы УВ-сырья России [8].

Такой подход к интерпретации результатов изучения глубинных структур соответствует требованиям сегодняшнего дня, которые определяют переход от площадных геологических исследований к глубинным построениям и созданию объемных моделей. Экономическая эффективность при этом определяется сокращением непроизводственных затрат при уменьшении площадей опоискования, а также за счет принятия верных и своевременных решений.

GEODYNAMIC CRITERIA OF EVALUATING OIL AND GAS POTENTIAL OF TERSKO-CASPIAN FOREDEEP

Lebedko G.I.

It is evaluated a regional structure of North-Caucasus oil and gas basin and new methods of HC traps exploration. Constructed by author the complex models of geological structure of HC fields showed that a large role in oil and gas pools formation belongs to recent geodynamics. Process of plate collision within the limits of the outer zone of passive margin of North-Caucasus paleomicrocontinent is still being continued that is confirmed by earthquakes and observations at geodynamic polygon. The article gives proposals on further study of different section intervals of sedimentary cover of Tersko-Caspian foredeep.

Key words: methods of traps exploration; geodynamics; sedimentary cover.

Литература

1. Арсанукаев У.Ф. Основные результаты геолого-разведочных работ на территории деятельности ОАО "Гроз-нефтегаз" в Чеченской Республике за 2009-2011 гг. // Современные проблемы геологии, геофизики и геоэкологии Северного Кавказа. Материалы Всероссийской научно-технической конференции / У.Ф.Арсанукаев, М.Б.Скворцов, З.Х.Моллаев и др. — Грозный, 2011.

2. Донской С.Е. Подходы к выделению минерально-сырьевых центров нефти и управлению развитием их ресурсной базы / С.Е.Донской, М.Н.Григорьев // Геология нефти и газа. — 2010. - № 5.

3. Касьянова Н.А. Современная геодинамика и нефтегазоносность Кав-

казско-Скифского региона / Обзор АО "Геоинформмарк". — 1995.

4. Кузин A.M. Методология интерпретации поля скоростей продольных сейсмических волн при прогнозировании месторождений флюидного генезиса: дис. ... канд. геол.-минер. наук. — М., 2006.

5. Лебедько Г.И. Нефть и газ Северо-Кавказской нефтегазоносной провинции (геолого-экономическая оценка) / Г.И.Лебедько, Ю.В.Кулындыше-ва, А.Г.Лебедько. — Ростов-на-Дону: Изд-во СКНЦ ВШ ЮФУ АПСН, 2008.

6. Лебедько Г.И. Геолого-геофизическая интерпретация флюидонос-ных зон земной коры Северного Кавказа / Г.И.Лебедько, А.М.Кузин. — Ростов-на-Дону: Изд-во СКНЦ ВШ ЮФУ АПСН, 2010.

7. Орлов В.П. Новые центры сырьевого обеспечения экономического роста на период до 2030 г. // Минеральные ресурсы России. Экономика и управление. - 2009. - № 3.

8. Попов А.П. Состояние сырьевой базы нефти и газа Российской Федерации / А.П.Попов, И.А.Плесовских, А.И.Варламов и др. // Геология нефти и газа. - 2012. - № 5.

9. Тимурзиев А.И. Новейшая тектоника и нефтегазоносность запада Ту-ранской плиты // Геология нефти и газа. - 2006. - № 1.

© Г.И.Лебедько, 2013

Геннадий Иванович Лебедько, заведующий лабораторией, доктор геолого-минералогических наук, tiger71@mail.ru.

I CIS i ORENFON XI СПЕЦИАЛИЗИРОВАННАЯ ВЫСТАВКА

аКШШкъЦШ,

фе 20

Оренбург

тел/факс: (3532) 671103, 671102, 671105

E-mail: uralexpo@yandex.ru http://www.uralexpo.ru

добыча нефти и газа

геология

геофизика

сейсмическое оборудование и услуги

транспортировка

переработка и хранение нефти, нефтепродуктов и газа

трубы и трубопроводы инструменты

Г/1

на правах рекламы