Перспективы поисков нефти и газа в Восточно-Кубанской впадине

УДК 553.98.041:550.812

ПЕРСПЕКТИВЫ ПОИСКОВ НЕФТИ И ГАЗА В ВОСТОЧНО-КУБАНСКОЙ ВПАДИНЕ

Б.А.Соловьев, С.П.Левшунова, Н.Г.Подкорытов

В результате обобщения и анализа геолого-геохимической информации по территории Восточно-Кубанской впадины предложена уточненная модель строения ее подсолевого комплекса. В составе верхней (верхнекимеридж-титонской) части последнего выделены относительно глубоководные, депрессионные карбонатно-глинистые и мелководные, шельфовые карбонатные (с органогенными постройками) отложения. Дан прогноз распространения по площади впадины отложений обоих фациальных типов, а также перекрывающих их соленосных отложений.

Охарактеризованы закономерности распространения по площади и разрезу различных типов УВ-флюидов и генерирующих их пород. Анализ геолого-геохимических данных позволил выделить в пределах Восточно-Кубанской впадины наиболее перспективную область для поисков новых залежей УВ со значительным содержанием жидкой фазы, в том числе крупных по запасам.

Ключевые слова: Восточно-Кубанская впадина; нефть; газ; перспективы.

Восточно-Кубанская впадина по глубине залегания складчатого палеозойского фундамента (> 8 км) и объему осадочного выполнения представляет собой вторую, после Западно-Кубанского передового прогиба, отрицательную структуру Западного Предкавказья (рис. 1). Восточно-Кубанская впадина на юге примыкает к Северо-Кавказской моноклинали, отделяясь от последней Черкесским разломом амплитудой в несколько сотен метров. На юго-западе и западе впадина ограничена приподнятой по поверхности фундамента валообразной инверсионной зоной, включающей Адыгейский выступ и южную часть Каневско-Березанской зоны поднятий. Северо-восточная граница Восточно-Кубанской впадины определяется положением на ее внешнем борту Соколовско-Алексеевской зоны поднятий и Армавиро-Невинно-мысского вала. Восточно-Кубанская впадина, особенно ее южная глубо-копрогнутая часть, характеризуется относительно невысокой степенью геолого-геофизической изучен ности и соответственно освоенности нефтегазового потенциала.

В строении платформенного чехла Восточно-Кубанской впадины участвуют доплитный и плитный комплексы отложений. Доплитный комплекс сложен породами перм-ско-триасового возраста. Комплекс изучен слабо. Эти отложения вскрыты в бортовых зонах впадины и районах ее обрамления. В основании доплитного комплекса залегают грубообломочные отложения (конгломераты и грубые песчаники) красноцветной молассы раннепер-мского возраста. Верхнепермские отложения представлены терриген-но-карбонатными отложениями с преобладанием органогенных известняков. Отложения триаса сложены терригенно-карбонатными породами с присутствием в разрезе прослоев грубообломочных и вулканогенных пород, а также биогермных известняков. Общая мощность отложений доплитного комплекса Восточно-Кубанской впадины по геофизическим данным может достигать 2000 м.

Плитный юрско-четвертичный комплекс начинается с отложений нижней юры (плинсбах), вскрытых в прибортовых зонах впадины и пред-

ставленных преимущественно грубо-обломочными образованиями: конгломератами, гравелитами, песчаниками с прослоями глин, редко известняков. В осевой части впадины эти отложения не вскрыты. Здесь скв. Те-миргоевская-8 глубиной 6011 м не вышла из отложений средней юры. Выше рассмотренных образований залегает литологически единый комплекс нижне-среднеюрских (тоар — аален) отложений, которые сложены аргиллитами с прослоями алевролитов и песчаников общей мощностью до 2000 м и более.

Залегающая выше средне-верхнеюрская часть разреза представлена байос-нижнебатским терриген-ным (до 500-600 м), верхнебат-ниж-некелловейским (юбилейная свита) преимущественно терригенным (до 400-650 м), верхнекелловей-нижне-кимериджским карбонатным (до 350 м) и верхнекимеридж-титон-ским сульфатно-галогенным (в нижней части) и пестроцветным (в верхней части) комплексами мощностью соответственно до 1200 и 800 м.

Анализ строения верхнекелло-вей-нижнекимериджских карбонатных отложений позволил выявить

Рис. 1. СХЕМА ТЕКТОНИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ ВОСТОЧНО-КУБАНСКОЙ

ВПАДИНЫ

определенную зональность в распределении их литолого-фациаль-ных комплексов. В южной части Восточно-Кубанской впадины намечена достаточно обширная область сокращенных мощностей рассматриваемых отложений, характеризующихся существенной глинистостью. Очевидно, эти образования накапливались в условиях относительного глубоководья. По периферии эту зону, имеющую овальный контур, окаймляют шельфовые карбонатные отложения увеличенной мощности с установленным развитием органогенных построек. Обе рассмотренные литолого-фациаль-ные зоны перекрыты толщей сульфатно-галогенных отложений, которая расчленяется на четыре лито-логические пачки. Нижняя — мощностью до 600 м в центральной части впадины сложена каменной солью с прослоями ангидритов, доломитов и иэвестковистых аргиллитов. В основании пачки присутствует переходная зона (до 120 м), представленная ангидритами и известняками с пропластками солей. Выше по разрезу следуют: сульфатно-карбонатная пачка (до 220 м), пачка чередования солей и ангидритов с прослоями аргиллитов и алевролитов (до 320 м) и пачка переслаивания ангидритов, глин и каменной соли (до 100 м).

Заканчивается разрез верхне-кимеридж-титонского комплекса красноцветной толщей, сложенной преимущественно глинами с прослоями песчаников, алевролитов и гравелитов.

Отложения нижнего мела Вос-точно-Кубанской впадины представлены терригенными отложениями с включением на северо-восточном борту впадины эффузивных пород при общей мощности до 700-800 м.

Отложения верхнего мела сложены карбонатными образованиями мощностью до 250-400 м.

Кайнозойские отложения во впадине представлены в достаточно

Границы тектонических элементов: 1 - крупных, 2 - средних; 3 - изо гипса -6,5 км по поверхности палеозойского фундамента, оконтуриваюшая зону максимального погружения Восточно-Кубанской впадины, км; 4 - граница распространения галогенных отложений верхнего кимериджа - титана; 5 - область развития относительно глубоководных (депрессионных) отложений оксфорда - нижнего кимериджа; 6 -пояс развитая выявленных и прогнозируемых органогенных построек оксфорда -нижнего кимериджа; границы: 7- выклинивания юрских отложений, 8 - распространения карбонатных отложений оксфорд-нижнекимериджского шельфа; месторождения: 9-газонефтяные, 10-газовые, 11 ~ газоконденсатные, 12- нефте-газоконденсатные; 13- линия геологического профиля; тектонические элементы: I - Восточно-Кубанская впадина, П - Адыгейский выступ, Ш - Северная моноклиналь Центрального Кавказа, IV - Западно-Кубанский передовой прогиб, V - Ка-невско-Березанская система поднятий, VI - Тимашевская ступень, VII - Западно* Ставропольская впадина, VH - Соколовско-Алексеевская зона поднятий, VDI -Ставропольский свод, Villi - Армавиро-Невинномысский вал; месторождения УВ: 1 - Березанское, 2- Северо-Ладожское, 3-Усть-Лабинское, 4 - Двубратское, 5 Ладожское-2, 6 - Некрасовское, 7- Великое, 8 - Ладожское-1, 9 - Юбилейное, 10- Кошехабльское, 11 - Северо-Кужорское, 12- Майкопское, 13- Северо-Ту-льское, 14 - Тульское, 15 - Безводное, 16 - Ширванское, 17 - Самурское, 18 -Красный Дагестан, 19- Баракаевское, 20 - Кузнецовское, 21 - Западно-Возне-сенское, 22 - Восточно-Вознесенское, 23 - Бесскорбненское, 24 - Южно-Совет-ское, 25 - Северо-Вознесенское, 26 - Убеженское, 27-Николаевское, 28- Александровское, 29 - Советское, 30 - Армавирское, 31 - Новоалексеевское, 32 -Восточно-Чамлыкское, 33 - Малаканское, 34 - Соколовское, 35 - Кавказское, 36 - Ловлинское, 37- Митрофановское, 38 - Малороссийское, 39 - Алексе-евское, 40-Ильинское, 41 - Северо-Ставропольско-Пелагиадинское, 42- Сенги-леевское

- OIL AND GAS GEOLOGY, 1*2010-Л

полном стратиграфическом объеме от палеоценовых до четвертичных. Отложения суммарной мощностью > 2000 м в осевой части впадины слагаются по большей части тер-ригенными образованиями с той или иной примесью карбонатного материала.

В составе плитного юрско-четвертичного комплекса выделяются три структурных этажа: юрский, мел-эоцено-вый и олигоцен-четвертичный, разделенные региональными несогласиями. В строении нижнего структурного этажа принимает участие соленосная формация, подвергшаяся процессам умеренного галокинеза и маскирующая в результате этого структуру подстилающих отложений. Рассматриваемый этаж может быть подразделен на два подъ-этажа: нижний — подсолевой (нижняя юра — нижний ки-меридж) и верхний — солянокупольный (верхний киме-ридж — титон). Структура подсолевого подъэтажа изучена слабо. Глубина залегания подсолевых отложений в осевой зоне впадины достигает -4900...-5200 м, на юго-запад-ном борту — -3000...-3800 м, на северо-восточном борту — -2700...-2750 м.

Анализ структуры подсолевого комплекса позволяет выделить в его формировании два этапа: раннеюрско-ааленский и байос-раннекимериджский. Формирование раннеюрско-ааленского комплекса происходило в условиях развития южного субширотно ориентированного прогиба, располагавшегося в области, прилегающей к современной складчатой структуре Большого Кавказа. Мощность рассматриваемого комплекса закономерно возрастает с севера на юг от 1000 до 2500 м в пределах современной Северной моноклинали Центрального Кавказа.

Формирование байос-нижнекимериджского комплекса было подчинено развитию Восточно-Кубанской впадины северо-западного простирания, наложенной на более древний южный субширотно ориентированный прогиб. При этом нижние горизонты комплекса (байос, оксфорд) выклиниваются вблизи северо-восточного и юго-западно-го бортов впадины. В южном направлении байос-нижне-кимериджский комплекс постепенно воздымается и выходит на дневную поверхность (рис. 2). Верхнюю (окс-форд-нижнекимериджскую) часть комплекса слагают ше-льфовые карбонатные образования с включением органогенных структур, окаймляющих глубоководную депрессию. Верхнекимеридж-титонский структурный подъэтаж, сложенный сульфатно-галогенными и красноцветными отложениями, изучен достаточно хорошо. В строении подъэтажа зафиксировано наличие соляных поднятий амплитудой до 150-200 м. Анализ мощностей титонского терри-генного красноцветного комплекса, перекрывающего сульфатно-галогенные отложения, позволил наметить в средней части впадины (непосредственно к югу от Коше-хабльского месторождения) обширную палеомульду. В титонском веке впадина развивалась как внутриконтинен-тальная структура, заполняющаяся красноцветными отложениями за счет сноса материала с приподнятых бортов.

В региональном плане кровли юрского структурного этажа отчетливо вырисовывается наиболее прогнутая часть Восточно-Кубан-ской впадины, расположенная в ее центральной зоне и оконтуренная изогипсой -4,5 км. Компенсация впадины завершилась в течение раннемеловой трансгрессии. Для нижнемелового комплекса характерно формирование относительно пологих структурных форм, унасле-дованно отражающих в некоторых случаях структуры юрского этажа.

В структуре отложений мел-эоценового этажа, плащеобразно перекрывающего разновозрастные домеловые образования, впадина не имеет четкой конфигурации. В структуре верхнего олигоцен-чет-вертичного структурного этажа по майкопскому комплексу прослежена моноклиналь.

На территории Восточно-Ку-банской впадины в результате геолого-разведочных работ, выполненных до 1990 г., встречено большое число нефтегазопроявлений и открыто более десятка месторождений УВ с залежами в интервале разреза от сармата до средней юры на глубине от 950 до 6000 м (рис. 3). Значительное число месторождений выработано. На большей части территории впадины и ее обрамления разведаны газовые, чаще газо-конденсатные месторождения. Нефтяные залежи появляются в южной части впадины. Газонефтяные и нефтегазоконденсатные месторождения приурочены к юрским отложениям. Газовые и газоконденсат-ные месторождения тяготеют к нижнемеловым отложениям. Общий объем начальных суммарных извлекаемых разведанных запасов УВ категорий С^С2 во впадине составляет около 40 млн т, из которых на долю газа приходится около 90 %, а жидких УВ — порядка 10 %. Промышленные залежи и проявления УВ фиксируются практически во всем разрезе плитного комплекса впадины, от плинсбаха до плиоцена.

В отложениях плинсбаха северо-восточного борта впадины установлены нефтегазопроявления на площадях Хлебодаровская, Трехсе-льская, Попутненская и Советская.

В отложениях тоар-ааленского комплекса установлены газокон-денсатные залежи на Советском месторождении и встречены нефтегазопроявления на крайнем юге впадины (Баракаевское). В песчаниках байоса — нижнего бата открыты нефтегазовые залежи на Ба-ракаевском и Кузнецовском месторождениях, газовая залежь на Вос-точно-Вознесенском месторождении. В отложениях юбилейной свиты установлены залежи газоконденсата на Северо-Вознесенском, Кошехабльском месторождениях и нефтегазовые скопления на Вос-точно-Чамлыкском и Новоалексеевском месторождениях. На Лабин-ской площади из этих отложений получен приток нефти. В верхне-келловей-нижнекимериджском карбонатном комплексе открыты газо-конденсатные залежи на Кошехабльском и газонефтяная — на Кузнецовском месторождении. В отложениях нижнего мела установлены газоконденсатные залежи на Западно-Вознесенском, Бесскорб-ненском и Южно-Советском месторождениях. В отложениях Майкопа открыта газовая залежь на Кузнецовском месторождении и встречены газопроявления на Ярославской и Беноковской площадях. Непромышленное скопление газа в отложениях сармата встречено на Те-миргоевской площади.

Свободные газы месторождений Восточно-Кубанской впадины в основном углеводородные (таблица). Лишь в газовой залежи Восточ-но-Вознесенского месторождения, газовой шапке нефтяной залежи Баракаевского месторождения и газе Северо-Вознесенского газо-конденсатного месторождения содержатся значительные количества азота (от 7,3 до 15,8 %). В остальных случаях содержание азота ко-

леблется от 0,03 до 3,17 %. Повышенным содержанием неУВ-компо-нентов (N2 и СОг) характеризуются газы месторождений северо-вос-точной прибортовой зоны впадины, осложненной Армавиро-Невинно-мысским глубинным разломом. В газах газоконденсатного Советского месторождения, приуроченного к отложениям нижней юры этой зоны, содержание С02 колеблется от 16,87 до 28,50 %. Им сопутствуют высокие концентрации гелия (0,025-0,080 %), что подчеркивает участие глубинной компоненты в составе этих газов.

Сероводород в заметной концентрации (0,2 %) зафиксирован в карбонатном коллекторе оксфорда Кошехабльского газоконденсатного месторождения. В терригенных отложениях Н2Б отсутствует, за исключением терригенных коллекторов келловея Юбилейного газоконденсатного месторождения и нижнего мела Бесскорбненского газоконденсатного месторождения, где установлены следы Н2Б (5Ю~5-2Ю~3 %). Это свидетельствует о подтоке Н2Б из более глубо-козалегающих сульфатно-карбо-натных отложений верхней юры.

Центральная часть Восточно-Кубанской впадины отличается низкими концентрациями неУВ-компо-нентов в составе свободных газов.

Согласно проведенным исследованиям, в регионе можно выделить четыре типа жидких УВ-флюи-дов (нефтей и газоконденсатов). Первый тип жидких УВ-флюидов заключен в бат-байосских и келло-вейских терригенных образованиях. Распространен на большей части впадины (месторождения Баракаевское, Советское, Юбилейное и др.) и представлен конденсатами и конденсатоподобными нефтями разной плотности (0,772-0,824 г/см3), бессернистыми или малосернистыми (серы до 0,023 %) с содержанием парафинов 3,2-4,0 % (Чахмах-чев В.А., 2000). Асфальтены часто отсутствуют, смол — до 3-4 %. -&

Рис. 3. СХЕМА РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ЗАЛЕЖЕЙ УВ И НЕФТЕГАЗОПРОЯВЛЕНИЙ ПО РАЗРЕЗУ ОСАДОЧНОГО ЧЕХЛА ЦЕНТРАЛЬНОЙ ЧАСТИ

ВОСТОЧНО-КУБАНСКОЙ ВПАДИНЫ И ЕЕ ОБРАМЛЕНИЯ

Месторождение, площадь

Возраст

М,

к,

М

К,а

К,пс

-]оО

J2bí

J2b

-I,

Адыгейский выступ

¿1 й и ? о. ф о

и §

ж

ш

8.8 щ *

ш о Ф л

Ш-

ш

ЭЕ

й.

Восточно-Кубанская впадина

у

и о о

<0 у

а. «

Ш

п

- ^

X й>

Ф о

3 * о ° ы

Г~С

Р ос

Ж

* §

о *

I- V

и ±

£

№

\о

СО

:о>

о

и са.

(У X

-Х2-

ЙК

о1

н

а) X ш 01

и ?

м

5

СО 01

6 3

I и

3- I

О 43

Б 8

о -ай

и

С С С С С

€ С ° С С С

о о.

о <и X

о.

ЗЕ

Э£

ш

О.:;

СЕ 1 Ш2 Шз Ш4

-

I ^

\0 I-

и

из

и1-

Ставропольский свод

а.

Щ и

е; <

ж и О-

х ш Ю £

а <

си

о ^

и X

£

<и I ГО '

с;'

О о

* о

з: т Т. <->

I

и §

О

е

о

а §

о

о 9

> и

3

оЦб ШЗэ

12

Залежи: 1 - нефтяные, 2- газонефтяные и нефтегазоконденсатные, 3- газовые, 4 - газоконденсатные; проявления УВ, включая непромышленные притоки: 5 нефти, 6-газа, 7-газоконденсата, £нефтаи газа; коллекторы: 9-терригенные, 10-карбонатные; 11-соленосные отложения; 12-отсутствие отложений

Характеристика свободных газов мезозойских отложений месторождений

Восточно-Кубанской впадины

Возраст продуктив- Состав газа, %

Месторождение, фазовое состояние Глубина залега- Тип кол- Сумма У В

ных отложений ния, м лектора всего в том числе 2С2Н6-С4Н10 H2S N2 со2

Бесскорбненское ГК К1 2890 т 93,27 0,00005 3,17 3,56

Южно-Советское ГК К1 2958 т 86,00 0 2,00 12,00

Кошехабльское ГК ^о 4860 97,70 0,20 0,20000 1,83 0,27

5300 т 94,03 3,78 0 0,23 5,74

}2к 6000 т 94,06 0,60 0 0,03 5,31

Восточно-Чамлыкское НГК ]2к 3806 т 94,92 0,13 0 - 5,08

Юбилейное ГК 4470 т 94,22 16,86 0,00200 0,98 4,80

Новоалексеевское ГН ^к 3835 т 96,35 0 0,23 3,42

}2к 3937 т 94,24 0 2,44 3,32

Кузнецовское НГК }2Ы 4700 т 97,54 3,25 0 0,92 1,54

Северо-Вознесенское ГК ]2к 3490 т 94,60 0,13 0 1,31 4,09

}2к 3730 т 91,20 0,20 0 7,30 0,80

Восточно-Вознесенское Г }2ЪХ 3840 т 70,50 0,12 0 15,80 3,70

Баракаевское ГН }2к 1200 т 96,80 0 2,80 0,40

.12Ы-Ь 1230 т 84,30 0 15,20 0,50

Советское ГК 2513 т 59,70 0 11,80 28,50

В групповом составе этой флюидной системы содержится: метановых 23,5-30,1 %; нафтеновых 18,0-27,0 % и ароматических 29,7-31,2 % УВ.

Второй тип жидких УВ-флюи-дов заключен в карбонатных образованиях оксфорда (Кузнецовское, Кошехабльское месторождения) и представлен достаточно легкими нефтями (0,838-0,840 г/см3) с содержанием серы до 0,54 %, парафинов 0,30-3,90 % и суммы смол и асфальтенов до 31,50 %.

Третий тип жидких УВ-флюи-дов заключен в терригенных образованиях апт-альбского возраста (а на Адыгейском выступе — и бар-ремского), распространен наиболее широко и представлен газокон-

денсатами плотностью во впадине 0,764-0,800 г/см3, а на Адыгейском выступе — 0,705-0,827 г/см3. Они бессернистые с концентрацией твердых парафинов 0,99-3,66 %.

Жидкие УВ-флюиды четвертого типа выделяются в пределах северо-восточного бортового обрамления впадины на территории Ар-мавиро-Невинномысского вала, в отложениях нижнего мела, а также палеоцена — эоцена (месторождения Армавирское, Александровское, Убеженское и Николаевское). Газоконденсаты, встреченные в нижнемеловых отложениях Армавирского месторождения на глубине 2056-2729 м, имеют высокую плотность (0,867-0,871 г/см3), содер-

жат мало серы (0,05-0,20 %) и много твердых парафинов (17,1-22,3 %). Начало кипения — 84-225 °С. Па-леоцен-эоценовые нефти, вскрытые на малой глубине (290-1130 м), легкие (0,723-0,814 г/см3), бессернистые или малосернистые (серы до 0,091 %). Концентрация твердых парафинов повышена (7,0-12,4 %). Начало кипения — 41-113 °С. Можно предполагать, что источником рассматриваемых УВ-флюидов могут быть залегающие на глубине нефти триаса максимальной термической превращенности и с аномально высокими концентрациями твердых парафинов (20-35 %), что характерно для триасовых нефтей Предкавказья. Газоконденсаты и

нефти нижнего мела и палеоцен-эоцена могут быть объединены в единый тип. Ранее О.А.Радченко и B.C. Котов нефти палеоцен-эоцена отнесли к "фильтрованным", которые в процессе миграции претерпевали преобразования с осаждением в глубоких горизонтах нижнего мела тяжелых и высокотемпературных фракций и поступлением более легких фракций в верхние горизонты палеоцен-эоцена.

В регионе развиты две основные продуктивные толщи: юрская и нижнемеловая, которые традиционно рассматриваются как преимущественно газоматеринские с преобладанием гумусового типа ОВ высокой степени катагенеза.

Газоматеринскими являются обогащенные ОВ (до 3 %) глины аалена и низов средней юры, имеющие в прибортовой части впадины высокую стадию катагенетической превращенное™ до МК4.5 (Ra = 9,5-9,9 %). В связи с их погружением к центру впадины, они полностью находятся в главной зоне газообразования, генерируя УВ-газы. Гумусовое ОВ нижнемеловых отложений, имеющее в прибортовой зоне впадины меньшую стадию катагенеза (до МКт), предопределило развитие газов ранней генерации.

При этом в юрско-нижнемело-вом разрезе Восточно-Кубанской впадины можно также выделить области развития нефтематеринских отложений. Наиболее благоприятными нефтематеринскими свойствами обладают, вероятно, относительно глубоководные (депресси-онные) отложения оксфорда — нижнего кимериджа, содержащие преимущественно сапропелевое ОВ, а также обогащенные до 2,5 % гумусово-сапропелевым ОВ глины келловея. Рассматриваемые отложения перекрыты соленосным комплексом верхнего кимеридж-тито-на, оказывающего "охлаждающее влияние" на нижележащие отложения и соответственно на снижение степени катагенеза ОВ до МК2_з

(главная зона нефтеобразования). Нижнемеловые отложения южной части впадины содержат сапропелевое и гумусово-сапропелевое ОВ, находящееся в главной зоне нефтеобразования (1?а = 7,4-8,4 %), что обеспечило формирование определенного количества жидких УВ. Концентрация сингенетичных УВ в этих образованиях отвечает хорошим нефтематеринским породам.

Проведенные исследования позволили установить определенные генетические связи между жидкими УВ-флюидами и вмещающими их толщами впадины. Выявленные ранее В.А.Чахмахчевым геохимические особенности жидких УВ-флю-идов среднеюрских отложений свидетельствуют об их генетической связи с гумусово-сапропелевым ОВ этих образований [3].

Геохимические особенности жидких УВ-флюидов верхнеюрских (оксфорд-нижнекимериджских) отложений позволяют связывать генезис указанных УВ с карбонат-но-глинистыми относительно глубоководными образованиями домани-коидного типа.

Исследование изотопного состава нефтей апт-альбеких отложений Западного Предкавказья, в том числе Восточно-Кубанской впадины, проведенные во ВНИГНИ Т.А.Ботневой и Н.С.Шуловой [2], показали что эти отложения, формировавшиеся в резковосстановитель-ных геохимических условиях мелководного морского бассейна, накапливали гумусово-сапропелевое ОВ и обеспечивали соответствующую генерацию УВ-флюидов, в том числе жидких, выделенного третьего типа.

Формирование жидких УВ-флюи-дов четвертого типа обеспечивалось, очевидно, их генерацией отложениями триаса. Последние вскрыты в обрамлении впадины. В разрезе скв. Баговская (Северо-Кавказская моноклиналь) встречены глинисто-карбонатные отложения доманикоидного облика и подстилающие их темно-серые аргил-

литы верхнего триаса, способные генерировать УВ нефтяного ряда. Сходные образования триаса вскрыты на Адыгейском выступе (Тульская, Майкопская площади). В южной части Ставропольского свода распространены верхнетриасовые отложения, представленные морскими темноцветными глинисто-карбонатными образованиями, характеризующимися значительными колебаниями Сорг (0,1-1,0 %) и ХБА (0,005-0,160 %) [1]. Максимальные значения этих параметров фиксируют благоприятные условия для генерации УВ. Последние могли мигрировать в перекрывающие их отложения. На территории впадины такие образования представлены базальным горизонтом нижней юры (плинсбах), сложенным грубозернистыми песчано-конгло-мератовыми породами. Горизонт практически лишен сингенетичного ОВ, а обстановка в диагенезе была окислительной. Однако именно в этой толще установлено большое число нефтегазопроявлений на Ба-ракаевской, Курджипской, Попут-ненской и Южно-Александровской площадях, газопроявлений — на Трехсельской, Хлебодаровской, Урупской площадях. Газоконденсат встречен на Майкопской и Советской площадях.

Информация, полученная о составе УВ-флюидов базального горизонта нижнеюрских отложений впадины, позволяет сделать, с определенной долей вероятности, их качественный прогноз для подстилающего, еще не вскрытого бурением триасового комплекса. Преимущественно в южной части впадины, в отложениях триаса, прогнозируется распространение конденса-топодобных нефтей плотностью 0,814-0,871 г/см3 с повышенными содержаниями ароматических УВ и твердых парафинов. Центральная часть впадины и ее северный борт — зона УВ-газов с высокой концентрацией С02 и существенным содержанием конденсата.

OIL AND GAS PROSPECTING POTENTIAL IN EAST-CUBAN BASIN

Solouiev BA., Levshunoua SP., Podkorytov N.G.

Correlation and analysis of geologic-geochemical information on territory of East-Cuban basin allows to suggest a detailed model of its subsalt complex structure. In upper (Upper Kimmeridgian-Tithonian ) part of latter there were distinguished relatively deep-water, depression carbonate-argillaceous and shallow-water, shelf carbonate (with organic structure) deposits. Prognosis of spreading deposits of both facial types over basin's area as well as overlying salt-bearing deposits is presented.

Regularities of the different types of HC fluids distribution over area and section and their generating rocks are characterized. Analysis of geologic-geochemical data allowed to outline within East-Cuban basin the most promising area for searching new HC occurrences with great content of liquid phase including large ones by reser-

Key words: East-Cuban basin; oil; gas; prospects.

Проведенная типизация жидких и газообразных УВ-флюидов и установленные их связи с разновозрастными нефтегазоматеринскими толщами впадины позволяют сделать раздельный прогноз развития этих флюидов по площади и разрезу региона.

В нижнеюрских глубокопогру-женных терригенных резервуарах следует ожидать формирование залежей сухих УВ-газов с примесью С02 и N2. Для среднеюрских и кел-ловейского терригенных резервуаров на глубине > 5 км характерно развитие залежей УВ-газов и газоконденсатов, а выше — смеси кон-денсатоподобных нефтей и газоконденсатов. В карбонатном резервуаре оксфорд-нижнекимеридж-ского возраста во внутренних районах впадины (в зоне развития соле-носной покрышки) возможно формирование залежей легких нефтей, а в прибортовых зонах — преимущественно газоконденсатных скоплений. Для нижнемеловых терригенных резервуаров внутренних районов впадины характерно развитие залежей конденсатоподоб-ных нефтей, а в бортовых зонах — газов и газоконденсатов. В палео-цен-эоценовых терригенных резервуарах возможно выявление лишь эпигенетичных скоплений УВ.

В целом следует констатировать, что южная часть Восточно-Ку-банской впадины представляет собой высокоперспективную территорию для поисков залежей УВ с высоким содержанием жидкой фазы. Перспективы поисков новых залежей УВ здесь следует связывать, прежде всего, с подсолевыми отложениями келловея и оксфорд-ки-мериджа, перекрытыми соленосной покрышкой.

Как показывает мировая практика поисково-разведочных работ на нефть и газ в солеродных бассейнах, наиболее крупные скопления УВ связаны с подсолевыми комплексами. Очевидно, целенаправленная реализация этого на-

правления в Восточно-Кубанской впадине позволит открыть здесь новые, возможно, крупные скопления УВ со значительным содержанием жидкой фазы.

В качестве наиболее перспективного на поиски УВ во впадине следует рассматривать подсолевой байос-нижнекимериджский комплекс, развитый в пределах территории между Кошехабльским, Кузнецовским и Баракаевским месторождениями, с залежами в указанных отложениях. Имеющиеся благоприятные предпосылки открытия значительных по запасам месторождений УВ выдвигают Восточно-Кубан-скую впадину в число приоритетных объектов для постановки поисковых работ в Западном Предкавказье.

Литература

1. Атанасян C.B. Некоторые особенности пестроцветных отложений основания осадочного чехла Предкавказья / С.В.Атанасян, Т.Ф.Шумова // Вестник МГУ. — Сер. Геология. — 1976. — Вып. 3.

2. Ботнева Т.А. Изотопный состав углерода нефтей нижнемелового цикла нефтеобразования Предкавказья / Т.А.Ботнева, Н.С.Шулова // Стабильные изотопы углерода и серы в свете проблемы генезиса нефти и газа. — Тр. ВНИГНИ. - 1975. - Вып. 174. - Геох. -N° 9.

3. Орел В.Е. Геология и нефтега-зоносность Предкавказья / В.Е.Орел, Ю.В.Распопов, А.П.Скрипкин и др. / Под ред. В.Е.Орла. — М.: Изд-во ГЕОС, 2001.

О Коллектив авторов, 2010

Борис Александрович Соловьев, заведующий отделением, доктор геолого-минералогических наук, sol@vnigni.ru;

Ирина Ивановна Евсюкова, руководитель, comilfo@inbox.ru;

Светлана Павловна Левшунова, старший научный сотрудник, доктор геолого-минералогических наук info@vnigni.ru;

Николай Григорьевич Подкорытов, ведущий научный сотрудник, кандидат геолого-минералогических наук, info@vnigni.ru.

Рецензент ВА.Скоробогатов.