Нефтегазоносная область Восточно – Кубанской впадины

Восточно-Кубанская впадина соответствует нескольким опущенным блокам фундамента. В ее пределах выделяют Кропоткинский прогиб (это сооружение J и К-F этажей) и Беломечеткинский на юго-востоке (этот прогиб прослеживается в J и К- F и N).

Эти прогибы осложнены локальными поднятиями, которые иногда объединяются в зоны. Основные месторождения сосредоточены в центральной и юго-восточной части области. Промышленно нефтегазоносными здесь являются терригенные отложения нижней и средней юры, терригенные и карбонатные отложения верхней юры, песчаники нижнего мела, а также палеоценовые и эоценовые породы.

Особенностью разреза Восточно–Кубанской впадины является присутствие в центральной его части гипсово-ангидритовой толщи J₃, которая является хорошим флюидоупором.

Месторождения преимущественно антиклинального типа, связаны с локальными поднятиями, которые образуют ряд зон нефтегазонакопления: Темиргоевскую, Кропоткинскую, Армавиро – Советскую, Южно – Советскую и др.

Месторождения небольшие:

Темиргоевское газоконденсатное. Продуктивны J₃ – подсолевые и миоцен. Митрофановское, Кавказское – Кропоткинская зона – К₁. Расшеватское – на восточном склоне – продуктивен хадумский горизонт и базальная толща К₁.

В Беломечеткинском прогибе: Советское, Южно-Советское. Продуктивны J₂-J₃ и К₁. Для юрских отложений характерно выклинивание к сводам поднятий – залежи литологически экранированные, а в К₁ – пластовые сводовые.

В составе Восточно-Кубанской нефтегазоносной области в качестве самостоятельного нефтегазоносного района некоторые исследователи (Серегин, Высоцкий) выделяют Адыгейский выступ. Другими он выделяется в качестве самостоятельного района, но в составе Северо – Кавказского массива.

Адыгейский выступ – это обширный, выдающийся на север структурный нос. В его пределах на фундаменте залегают триасовые или юрские отложения. В J₃ – есть рифы. В пределах выступа выделяются зоны поднятий: Северная – Майкопско – Ярославская; Западная – Ширвано – Безводнинская – зона погребенных структур, часть из них связана с J₃ рифами, и Юго – Восточная – Баракаевская зона.

Продуктивны в пределах Адыгейского района триас (терригенно-карбонатный), J₂ и J₃ – терригенно-карбонатная, К₁ – терригенный, К₂ и палеоцен.

Наиболее крупным месторождением является Майкопское (1957) 4х12км., А=100м. Залежи в юрских и нижнемеловых отложениях. Основные залежи меловые. (Q=80млрд.м.куб)

Остальные месторождения небольшие Ширванское, Безводненское (J и К), Южно – Дагестанское (Т, J₃), Баракаевское (J₂ и J₃).

Ширвано – Безводнинское месторождение (1953г). По поверхности известняков J₃ выделяются два поднятия: Безводнинское (западное) и Ширванское (восточное). По меловым и палеогеновым отложениям - моноклиналь.

Промышленная нефтегазоносность связана с К₁ и в меньшей степени с J. В К₁ залежи литологические, в J (Ширванское поднятие) пластово-массивная залежь.

Баракаевское месторождение (1961г) – оно приурочено к полосе выклинивания песчаных пачек J₂ и J₃. В меловых и палеогеновых отложениях складка, в J – моноклиналь. В J - 5 пластов песчаников Мэф=0-10-17м. Залежи газонефтяные.

На востоке северной платформенной части бассейна ряд месторождений расположен в пределах западного склона Ставропольского свода. Основные наиболее крупные газовые месторождения этого свода будут рассмотрены в составе Среднекаспийского бассейна.

В состав Азово – Кубанского бассейна входит Южно – Ставропольский блок фундамента – это в осадочном чехле сравнительно узкое поднятие вытянутое на 170 км в широтном направлении. Он осложнен несколькими локальными поднятиями, которые объединяются некоторыми исследователями в Невиномысский вал (зону поднятий). Поднятия здесь отличаются более резкой выраженностью и более крутыми крыльями. С ними связаны небольшие месторождения: на западе – Николаевское (н), Убежинское (н) и Александровское (н), на востоке – Северо – Нагутское газовое. Продуктивны на западе палеоцен, эоцен, а на востоке – К₁ и эоцен.

В составе Азово – Кубанского бассейна располагаются лишь западные поднятия, восточные же находятся в соседнем – Среднекаспийском бассейне.

Кроме того, на западном склоне Северо – Ставропольского блока в пределах Азово – Кубанского бассейна располагается ряд небольших газовых месторождений ( Сенгилеевское, Безопасненское и др.).

На складчатом борту бассейна выделяют Западно – Кубанскую и Керченско – Таманскую нефтегазоносные области. (Серегин, Соколов, Бурлин).

Западно – Кубанская нефтегазоносная область приурочена к восточной части Индоло – Кубанского прогиба (Западно – Кубанскому прогибу). На севере она ограничена Тимашевской ступенью, на востоке – Адыгейским выступом, на юге – Ахтырским разломом. На западе граница условно проводится в акватории Азовского моря.

Западно – Кубанский прогиб осложнен рядом антиклинальных поднятий с которыми связаны нефтяные и газовые месторождения.

Разными исследователями в составе рассматриваемой области выделяется различное количество нефтегазоносных районов. Г.Е. Рябухин и др. (1969г) выделяют 7 самостоятельных районов; И.М. Алиев и др. (1983 г) – один район; А.М. Серегин и др. (1977г) – 4 района.

Самый восточный из выделяемых А.М. Серегиным районов – Хадыженский (по другим - Нефтегорско – Хадыженский). Этот район располагается в пределах Третичной (Хадыженской) моноклинали. Это один из старейших нефтегазоносных районов на Кавказе. Основная нефтегазоносность здесь связана с песчаными телами в майкопской глинистой толще, выклинивающимися вверх по восстанию с образованием заливообразных залежей. Протяженность зоны простирания песчаных тел более 100 км, ширина около 10 км. Это типичные литологические залежи. В зависимости от числа песчаных пластов в майкопской толще число залежей изменяется от одной до 3-5. Количество залежей уменьшается в западном направлении. Кроме этого, встречаются линзовидные и рукавообразные (шнурковые) залежи, связанные с аллювием погребенных русел реки. Большую роль в открытии месторождений этого района сыграл академик И.М. Губкин. Сегодня этот район объединяет такие месторождения как Абузы, Кутаисское, Кура – Цеце, Нефтегорское, Хадыженское и др. Более позднее Ключевское – на западе.

Наиболее типичным является Хадыженское месторождение. Залежи в майкопской свите.

Западнее Хадыженского района располагается Новодмитровский (по другим данным Калужский) район. Известные здесь месторождения Новодмитриевское, Калужское, Восточно – Северское и др. приурочены к восточной части Калужской антиклинальной зоны, структурны здесь относительно пологие, симметричные и погребены под плиоценовыми отложениями. Структуры нарушены поперечными разрывами. Залежи нефти и газа связаны с пластами песчаников в палеоцен-эоценовых и миоценовых отложениях. Залежи в основном пластовые, иногда осложненные разрывами. На северных крыльях поднятий присутствуют залежи в майкопских отложениях, приуроченные к выклинивающимся песчаникам.

Наиболее крупным и типичным месторождением этого района является Новодмитриевское. По эоцену складка имеет пологий свод и крутые крылья (<14-25°). Размер 2,5-8 км (до 4-10) А=450 м. Вверх по разрезу структура выполаживается. На северном крыле – серия сбросов по меотису и нижележащим отложениям. А=25-80м. Промышленная нефтегазоносность установлена от палеоцена до среднего миоцена. В разрезе 10 газоносных, 2 нефтегазоносных и 2 нефтеносных горизонта. Коллекторы песчаники, алевролиты. Покрышки – глины. Залежи пластовые сводовые и заливообразные (литологические в майкопской толще).

Западнее выделяется Ильско – Абинский район (по другим данным – Крымско – Северский, Азовский районы). Он включает месторождения, приуроченные к поднятиям, расположенным в западной части Калужской зоны и в Азовской зоне. Это такие известные месторождения как Зыбза – Глубокий яр, Ахтырско – Бугундырское, Кудако–Киевское и другие. Отличительной чертой этого района является резкое несовпадение структурных планов верхнемайкопско-неогеновых отложений и нижележащих палеогеновых и меловых. Палеогеновые и меловые отложения смяты в крутые, часто опрокинутые к северу складки, осложненные разрывами. Эти складки образуют Азовскую антиклинальную зону. Верхний структурный этаж, представленный неогеновыми отложениями, с размывом залегает на подстилающих породах, образуя пологую антиклиналь.

Такая особенность строения приводит к существованию двух ярусов залежей, отличающихся и по времени формирования. В нижнем ярусе в палеоцене, эоцене, олигоцене и мелу залежи пластовые, сводовые; пластовые - тектонически экранированные и пластовые - сратиграфически экранированные. В верхнем – литологические.

Наиболее типичными месторождениями рассматриваемого района могут быть: Зыбза – Глубокий яр (1944). Складка в меловых, палеогеновых и майкопских отложениях погребена под N. Структура в нижнем этаже осложнена сбросами, взбросами. Размер 3х13 км, А=450 м. Вверх, структура выполаживается. Продуктивны: палеоцен – 9 горизонтов залежи газовые и газонефтяные, эоцен – 2 горизонта, нефтяные и газонефтяные залежи; майкопская толща – 3 пласта, залежи нефтяные, а также продуктивны тортонские, сарматские и меотические отложения (средний, верхний миоцен).

Кудако – Киевское месторождение (1864 г) – это первое промышленное месторождение на Кубани. Первый фонтан нефти получен из миоцена в северо – западной части складки в 1864 г. Юго – восточная часть складки изучена в предвоенные и послевоенные годы. Представляет собой запрокинутую складку, северное крыло которой осложнено разрывом < Ю – 20 - 30°, < С – 50 - 60°. Продуктивны: средний миоцен (чокрак, караган), верхний миоцен (сармат). Коллекторы - песчаники, алевролиты, в сармате – доломиты, известняки. Залежи пластовые сводовые, тектонически экранированные.

Ахтырско – Бугундырское месторождение. Приурочено к запрокинутой складке (верхний мел – палеоген) с размывом перекрытой верхнемайкопско – неогеновыми отложениями, образующими моноклиналь. Продуктивны: верхний мел, палеоцен, эоцен. Залежи пластовые, сводовые, стратиграфически экранированные, а также средний, верхний миоцен – залежи пластовые сводовые и литологические.

Ахтырско - Бугундырская складка (палеоген) частично перекрывает расположенную севернее глубоко погруженную Левкинскую складку, к которой также приурочено месторождение. Основная залежь в эоцене. Глубина более 4 км.

Западнее выделяется ряд мелких месторождений, которые некоторые исследователи (Серегин и др.) выделяют в составе Крымско-Варениковского района (по другим Крымско-Северский). Это Северо-Крымское, Кеслеровское, Джигинское и др. месторождения. Они связаны со сложно-построенными складками, в сводовых частях которых часто наблюдается диапировидное выжимание майкопских глин. Залежи - в основном в миоценовых отложениях.

В центральной (осевой) части Западно – Кубанского прогиба открыты ряд месторождений (Курчанское, Западно – Анастасиевское и другие). Наиболее крупным из них является Анастасиевско – Троицкое месторождение. Оно одно из самых значительных месторождений бассейна. Приурочено это месторождение к складке, расположенной в пределах Анастасиевско – Краснодарской антиклинальной зоны. Эта зона погребена под плиоцен-Q отложениями и протягивается на расстоянии 120 км. В западном направлении поднятия этой зоны приобретают более сложное строение в связи с развитием диапиризма.

Анастасиевско – Троицкое нефтегазоносное месторождение (1953г). Складка в верхнем миоцене имеет северо-западное простирание и размер 27,5х2,5 км, А=400 м. На глубине осложнена диапировым ядром майкопских глин. Разделена седловиной на два поднятия: западное – Анастасиевское и восточное – Троицкое. По данным бурения эта структура – диапировая, осложнена разрывами. По данным сейсморазведки в Мz отложениях выделяют 2 блока на глубине 5,5-6,5 км. Северный блок опущен. На месторождении 9 продуктивных горизонтов: 4-газовых, 2-нефтегазоносных и 3-нефтяных. Это плиоценовые и миоценовые отложения. Основные запасы газа сосредоточены в газовой шапке IV горизонта (меотис). Запасы газа в этом горизонте 60,9 млрд. м. куб. из общих 67,3 млрд.т. Залежь пластовая сводовая, прорваная диапиром. Размер ее 21х2,3 км. Этаж газоносности 150м, этаж нефтеносности 20-25 м.

Месторождения центральной части прогиба некоторыми исследователями объединяются в Анастасиевско – Краснодарский район. На северном склоне прогиба известны небольшие, преимущественно газовые месторождения (Славянское, Фрунзенское, Красноармейское и другие). Эти месторождения приурочены к малоамплитудным небольшим поднятиям. Продуктивны в основном неогеновые песчаники (понтический и миотический ярусы). Месторождения северного борта Западно – Кубанского прогиба иногда объединяют в Славянский нефтегазоносный район.

Керченско – Таманская нефтегазоносная область расположена в зоне сочленения складчатых сооружений Крыма и Кавказа. Характерной особенностью ее строения является широкое развитие диапиризма и грязевого вулканизма. На Тиманском полуострове выделяют до 9 антиклинальных зон. На ряде площадей из майкопских отложений получены притоки нефти и газа (Уташ, Суворово – Черкесское, Белый Хутор, Благовещенское). Установлена нефтегазоносность и в чокрак – караганской толще (средний миоцен) и в более молодых отложениях (Приозерное, Куйбышевское и другие месторождения). Однако промышленное их значение невелико. Основные перспективы связывают с более глубокими до майкопскими отложениями.

Несмотря на многолетние поисково-разведочные работы, перспективы Западно – Кубанского бассейна оцениваются достаточно высоко. Перспективны Восточно – Кубанская впадина, восточная часть Западно – Кубанского прогиба ( палеоген и мел ), перспективна акватория Азовского моря.