ВОЗМОЖНОСТИ РАСШИРЕНИЯ НЕФТЕГАЗОВОГО ПОТЕНЦИАЛА СЕВЕРНОГО КАВКАЗА
В.П.
Гаврилов, Б.В. Григорьянц, М.И. Тарханов (РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина)Сокращение объемов геологоразведочных работ – существенный фактор резкого снижения добычи УВ-сырья и прироста его запасов, что, к сожалению, характерно как для Российской Федерации в целом, так и для Северного Кавказа в частности. Однако ресурсная база Северного Кавказа в плане нефтегазоносности может быть расширена в гораздо большем масштабе, чем это предполагается в работе [5].
Необходимо отметить, что северная полоса Предкавказья, являющаяся частью молодой эпигерцинской или даже более древней платформы, изучена более детально, чем южная полоса. Здесь выявлены значительные запасы УВ и большое число открытых и разрабатываемых месторождений. Южная полоса, прилегающая к горно-складчатому сооружению Большого Кавказа, или соответствующая его северному крыльевому погружению, в силу исключительно сложного геологического строения остается практически неизученной.
Нет четких представлений и о строении всей зоны прогибания, разделяющей горно-складчатое сооружение Большого Кавказа и расположенную севернее платформенную область. А это – крупная зона очевидного нефтегазообразования и нефтегазонакопления, прослеживаемая от Азовского до Каспийского моря, прерываемая лишь Ставропольским сводом. На западе она представлена Индоло-Кубанским, на востоке – Терско-Каспийским прогибами. Обособленным звеном этой полосы прогибания на крайнем юго-востоке, по-видимому, служит Кусаро-Дивичинский прогиб (мульда)(
Данная структура в подавляющем числе работ, посвященных геологическому строению и нефтегазоносности Азербайджана, квалифицируется так из-за близости своего морфологического облика изометричному.), расположенный в пределах Азербайджана. Своеобразие структурных связей между Терско-Каспийским прогибом и Кусаро-Дивичинской мульдой имеет принципиальное значение для выяснения условий нефтегазонакопления в южной полосе Восточного Предкавказья и, в частности, на территории Дагестана.Во всей полосе прогибания проведены довольно детальные геологические и геофизические исследования и выполнен достаточно большой объем поисково-разведочного бурения, что, однако, не привело к выявлению нефтегазоносности. При обилии структур кайнозойского поверхностного
выполнения промышленная нефтегазоносность этого интервала разреза полосы прогибания установлена практически лишь в Западной Кубани – на Анастасиевско-Троицком месторождении.Применительно к южной полосе Предкавказья нет оснований говорить и о региональной нефтегазоносности меловых и юрских отложений. Первые оказались нефтегазоносными только в Грозненском районе и Дагестане. По юрским отложениям пока нет возможности делать какие-либо обнадеживающие выводы, но о причинах фрагментарного выявления нефтегазоносности кайнозойских и мезозойских отложений Южного Предкавказья можно судить достаточно определенно.
Как свидетельствуют материалы бурения, проведенного почти на всем протяжении от Таманского полуострова до р.
Самур, разграничивающей Россию (Дагестан) и Азербайджан, оценка перспектив нефтегазоносности и условий формирования нефтегазовых залежей в пределах рассматриваемого региона требует разработки принципиально иных критериев. Адекватной должна быть и методика проведения поисков. Нельзя не признать, что проектные разработки поисково-разведочного бурения во многих случаях оказались в очевидном противоречии с полученными результатами. И на Таманском полуострове, и в Западной Кубани мезозойский, в первую очередь меловой, комплекс пород остался не изученным бурением из-за непредвиденно больших, превышающих порой 5-6 км, глубин его залегания.Неожиданными оказались результаты бурения и в Дагестане. Здесь выявлена целая серия покровных чешуи, сложенных в основном меловыми и юрскими отложениями, резко усложняющая характер структурных соотношений между мезозойскими породами и кайнозойским поверхностным выполнением Терско-Каспийского прогиба.
Предполагается, что амплитуды горизонтальных перемещений покровных чешуи относительно друг друга и суммарного перемещения всего аллохтонного комплекса пород значительны, по крайней мере, первые десятки километров [3, 4]. Однако эти предположения никак не обосновываются, а конкретные данные имеются лишь по разбуренной фронтальной части зоны покровов.
Все это лишь свидетельствует, что покровная тектоника в южной полосе Предкавказья, представляющая собой, скорее, важную его структурную особенность, должна стать объектом серьезных научных исследований. В частности, не может быть сомнений в значительно более сложном строении зоны Ахтырского надвига на западе (
рис. 1, А, Б). Здесь меловые породы северо-западного погружения Большого Кавказа перекрывают кайнозойские отложения поверхностного выполнения южного борта Западно-Кубанского прогиба. Достаточно сослаться на факт близкого соседства участков, расположенных южнее и севернее зоны Ахтырского надвига, где мощности, к примеру, олигоцен-миоценовых отложений в разрезе скважин измерялись соответственно первыми сотнями и первыми тысячами метров. Возможность горизонтальных перемещений по Ахтырскому надвигу, составляющих как минимум 12-15 км, не только не учитывалась при проведении поисково-разведочных работ, но и не допускалась при более поздних геологических построениях и обобщениях [1], тогда как материалы исследований грязевого вулканизма позволяют разобраться в очень сложных структурных соотношениях между разновозрастными формационными комплексами, очень четко свидетельствуя прежде всего в пользу вероятного развития покровной тектоники (Григорьянц Б.В., Гусейн-Заде И.Г., Мустафаев М.Г., 1981).Дагестанский отрезок южной полосы Предкавказья представляется исключительно важным для понимания структурных соотношений между геосинклинальным комплексом юрских и меловых пород, слагающих горно-складчатое сооружение Большого Кавказа, и кайнозойским поверхностным выполнением смежного на севере передового прогиба. В их изучении существенную роль могут сыграть геофизические исследования прежде всего особенностей аномального поля силы тяжести, характер которых обусловлен резкими различиями плотностей кайнозойских и более древних пород. По этому геофизическому параметру в пределах Кавказской складчатой области, Черноморской и Южно-Каспийской впадин четко отбиваются кайнозойские отложения, отвечающие осадочному чехлу, и более древние породы, включающие юрские и меловые отложения, которые соответствуют кристаллическому фундаменту или консолидированной коре. Весьма убедительны в этом плане результаты бурения сверхглубокой скважины Саатлинская в Куринской впадине Азербайджана. Здесь было надежно установлено, что меловой и юрский комплексы отложений обладают геофизическими характеристиками консолидированной коры, причем юрские породы по этим же характеристикам соответствуют и ее нижнему, базальтовому, слою.
При таком подходе к анализу аномального поля силы тяжести становится возможной совершенно иная трактовка тектонического строения верхней, до глубин 8-10 км, части земной коры. Сопоставление данных геологического изучения, бурения и аномального поля силы тяжести позволяет говорить о том, что
зона развития покровной тектоники в Восточном Предкавказье не ограничивается Дагестанским поясом надвигов, и предполагать наличие к югу от него еще одной более широкой (Приводораздельной) зоны надвигов. Резкое расширение к востоку от меридиана Владикавказа полосы обнажений нижней и средней юры в зоне Главного Кавказского хребта связано с развитием этого южного Приводораздельного аллохтона, который перекрыл западное, левобережное относительно субмеридионального колена русла р. Самур (в настоящее время погребенное), продолжение Кусаро-Дивичинского прогиба (рис. 2).Итак, строение Восточного Предкавказья выглядит следующим образом. Основной его структурный элемент – Терско-Каспийский прогиб – восточнее Владикавказа распадается на две ветви – северную и южную, разделенные поднятием, прослеживаемым в восточно-юго-восточном, скорее даже юго-восточном, общекавказском направлении на северо-востоке Азербайджана. С этим поднятием связана основная промышленная нефтегазоносность меловых отложений в Дагестане – группа месторождений (Ачи-Су, Избербаш, Каякент, Селли, Дузлак, Даг-Огни, Хошмензил) в виде локальных антиклинальных осложнений южного крыла указанного поднятия.
Северная ветвь передового прогиба Восточного Предкавказья, или собственно Терско-Каспийская, ориентированная субширотно, прослеживается в направлении Махачкалы и уходит в морскую акваторию, а не замыкается дугообразно с Кусаро-Дивичинской мульдой, как это обычно представляется [3]. Последняя в пределах суши должна рассматриваться как восточное окончание (или восточное звено) южной ветви передового Терско-Каспийского прогиба, которая на большем протяжении, по крайней мере, на отрезке между субмеридионально ориентированными руслом р.
Аварское Койсу на западе и коленом нижнего течения р. Самур на востоке оказалась погребенной под аллохтонной толщей сланцевой юры. Таким образом, при выявлении перспектив нефтегазоносности рассматриваемого региона необходимо учитывать гораздо более широкое развитие здесь покровной тектоники, с которой связано перекрытие, причем значительное, мезозойскими (юра, мел) отложениями кайнозойского поверхностного выполнения Предкавказского передового прогиба. Если подойти к решению этого вопроса с точки зрения вещественного состава разреза отложений – главным образом юрских, меловых и кайнозойских – нельзя не иметь в виду, что преобладающим или основным его компонентом являются глинистые породы – собственно глины, аргиллиты, сланцы. Поэтому расчет на широкое развитие в Южном Предкавказье пластовых антиклинального типа залежей нефти и газа едва ли может быть оправдан. Практически это наглядно продемонстрировали материалы проведенного поисково-разведочного бурения.Однако глинистые толщи – не менее интересный в отношении перспектив нефтегазоносности объект геологических исследований. С ними связан огромный энергетический потенциал мощных осадочных толщ поверхностного выполнения прогибов, обеспечивающий формирование автономной бескорневой складчатой структуры. Этот вопрос специально проанализирован одним из авторов статьи (Григорьянц Б.В., 1992).
Главное заключается в том, что энергетический потенциал мощных толщ поверхностного выполнения прогибов и впадин обусловлен их высоким флюидонасыщением и, разумеется, неравномерным распределением флюидов в их объеме. А в составе последних явно преобладают УВ, образование которых протекает в основном непосредственно в этих толщах.
Важная особенность УВ – их газообразное или жидкое состояние, в котором они находятся в породах осадочного чехла. Это и определяет возможности активного проявления флюидной динамики, а следовательно, и пространственного перераспределения вмещаюших их глинистых пород – смятие последних в складки и их осложнение разрывами. Необходимо подчеркнуть, что флюидная динамика – процесс и обязательный, и неизбежный. Энергетический потенциал осадочного выполнения прогибов, и в первую очередь глинистых или пластичных пород, весьма значителен. В противном случае процесс автономного складкообразования не мог бы сопровождаться инверсионным развитием или резким изменением геотектонического режима. Именно это и показали результаты бурения в Западной Кубани и на Таманском полуострове. Здесь бурение было сосредоточено в наиболее глубоких частях Индоло-Кубанского прогиба, что обусловило превышение видимых мощностей главным образом глинистых пород миоцена–палеогена в несколько раз относительно истинных и вместе с тем их проектных мощностей, а мезозойский комплекс отложений оказался фактически недосягаемым.
И еще один вопрос, который явно нельзя не учитывать при решении проблемы нефтегазоносности южной полосы Предкавказья. Поскольку здесь пластовые залежи антиклинального типа не могут определять основного характера промышленного нефтегазонакопления разреза мезозойских и кайнозойских отложений, необходим, очевидно, иной подход к оценке возможностей формирования крупных скоплений УВ. И в этом случае такие возможности могут быть связаны в первую очередь с флюидной динамикой, точнее, с динамикой УВ. Коль скоро ее следствием может явиться складчатая структура вмещающих УВ-отложений, то в толще этих отложений вероятно и формирование емкостей или резервуаров для нефтегазонакопления.
В качестве таких емкостей следует рассматривать приразломные зоны дробления (высокой трещиноватости), локализацию которых будут контролировать тектонические разрывы, приуроченные к осевым или сводовым частям антиклинальных структур, границам структурных блоков и подошвенным частям покровных чешуи или аллохтонных комплексов (Гаврилов В.П., Григорьянц Б.В., Дворецкий П.И., 1997). Выделять такие зоны, особенно приосевые, для антиклинальных структур в относительно однородной с точки зрения физических свойств толще глинистых пород – задача достаточно сложная.
Однако и эта задача может найти свое решение. Формирование приразломных или жильных залежей УВ (см.
рис. 1, рис.2) вызвано нагнетанием последних в резервуары с ограниченными в пространстве объемами. Этот процесс не может не привести к превращению залежей в очаги высокой напряженности, в зоны аномально высокого пластового давления. Вероятнее всего, именно с такими залежами необходимо связывать очаги и грязевых вулканов, и землетрясений, прежде всего мелкофокусных, приповерхностных. Думается, что именно поэтому Горный Дагестан выделяется активной сейсмичностью, характеризующейся небольшими (~ 5-7 км) глубинами залегания очагов землетрясений [2].Насколько верна идея о соответствии очагов грязевых вулканов и землетрясений жильным залежам УВ, можно проверить лишь на практике, с помощью бурения скважин. Но такому бурению должны, очевидно, предшествовать специальные исследования, с помощью которых может быть более надежно обосновано развитие покровной тектоники в южной полосе Предкавказья, установлены ее действительные масштабы и выяснены связи грязевого вулканизма и сейсмичности со своеобразием структурных условий нефтегазонакопления. Подтверждение наличия таких связей приобретает особое значение. Оно существенно повышает перспективы нефтегазоносности рассматриваемого региона, выяснение которых, как и открытие новых месторождений, возможно лишь при нетрадиционном подходе к решению столь важных и с научной, и с практической точки зрения вопросов. Достаточно сказать, что само развитие аллохтонных комплексов пород, их чешуйчатое строение и горизонтальную расслоенность необходимо рассматривать в качестве факторов, определяющих возможности нефтегазонакопления. Ибо такая расслоенность обеспечивает дробление и растрескивание пород или создание трещинного, обусловленного уже исключительно тектоническими процессами, коллектора, а в разрезе – целой системы перекрывающих друг друга резервуаров.
В заключение следует подчеркнуть, что проблема нефтегазоносности Предкавказья заслуживает внимания и дальнейшего обсуждения, начало которому, на наш взгляд, положила публикация на страницах журнала "Геология нефти и газа" статьи В.Я. Шарафана и А.Н. Маркова [5].
Сover tectonics plays a very significant role in the Ciscaucasus structure, particularly its southern part. Another important feature of the region is a predominance of argillace
ous rocks in the section of Cenozoic and Mesozoic deposits with which are associated active processes of autonomous folding commonly characterizing by isoclinal-scaled morphology. This suggests a possibility of forming over the territory of Ciscaucasus of near-faulted (veined) hydrocarbon occurrences, in particular, confined to axial zones of anticlinal folds as well as to the basement parts of allochthonous complexes and their constituent cover scales, and their significant oil and gas potential. It is assumed a correspondence of near-axial hydrocarbon occurrences for anticlinal folds to the focuses of mud volcanoes and earthquakes.Литература
Рис. 1. СХЕМА РАСПОЛОЖЕНИЯ ПРОФИЛЬНЫХ РАЗРЕЗОВ (А) И ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ ПРОФИЛЬНЫЙ РАЗРЕЗ ПО ЛИНИИ I-I (Б
)|
|
|
|
Отложения: 1 – юрские, 2 – нижнемеловые, 3 – верхнемеловые, 4 – палеоценовые и эоценовые, 5 – олигоценовые и нижнемиоценовые (майкопская серия), 6 – среднемиоценовые (чокракский, конкский и караганский горизонты), 7 – нижней части верхнего миоцена (сарматский ярус), 8 – верхней части верхнего миоцена (мэотический ярус), 9 – плиоцен-четвертичные; 10 – предполагаемые зоны нефтегазонакопления, или жильные залежи; 11 – тектонические нарушения
Рис. 2. ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ ПРОФИЛЬНЫЙ РАЗРЕЗ ПО ЛИНИИ
II-II
Отложения: 1 – четвертичные, 2 – плиоценовые, 3 – миоценовые и палеогеновые, 4 – меловые и верхнеюрские, 5 – средне-и нижнеюрские; б – кривая наблюденного поля силы тяжести. Остальные усл. обозначения см. на рис. 1