Геолого-экономическая оценка перспектив нефтегазоносности валанжин-верхнеюрских отложений Кабардино-Балкарской Республики

Кебеков, Владимир Сафарбиевич

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Геолого-экономическая оценка перспектив нефтегазоносности валанжин-верхнеюрских отложений Кабардино-Балкарской Республики
ВАК РФ 25.00.12, Геология, поиски и разведка горючих ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Геолого-экономическая оценка перспектив нефтегазоносности валанжин-верхнеюрских отложений Кабардино-Балкарской Республики"

На правах рукописи

КЕБЕКОВ ВЛАДИМИР САФАРБИЕВИЧ

ГЕОЛОГО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ОЦЕНКА ПЕРСПЕКТИВ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ВАЛАНЖИН-ВЕРХНЕЮРСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ КАБАРДИНО-БАЛКАРСКОЙ РЕСПУБЛИКИ

Специальность: 25.00.12 Геология, поиски и разведка г орючих ископаемых

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

Нальчик- 2005

Работа выполнена в ОАО "Каббалкнефтетоппром"

Научный руководитель:

доктор геолого-минералогических наук профессор Сианисян Эдуард Саркисович

Официальные оппоненты: доктор геолого-минералогических наук

профессор Петренко Василий Иванович

кандидат геолого-минералогических наук Гридин Владимир Алексеевич

Ведущая организация: ОАО «Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов»

Защита состоится " 2 " ноября 2005 г. в 12 часов на заседании диссертационного совета Д 212 245.02 в Северо-Кавказском государственном техническом университете по адресу: 355029, г. Ставрополь, пр. Кулакова, 2.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке СевКавГТУ.

Отзывы в двух экземплярах, заверенные печатью учреждения, просим направлять

Ученому секретарю диссертационного совета по указанному адресу.

Автореферат разослан сентября 2005 г.

Ученый секретарь диссертационного совета _

кандидат технических наук, доцент Ю.А. Пуля

Т9Ж

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы диссертации. Кабардино-Балкарская Республика в экономическом отношении представляет собой сложный регион, где интегрированы несколько отраслей народного хозяйства, среди которых доминирующую роль занимают: сельское хозяйство, топливно-энергетический и курортно-туристический комплексы. По мнению некоторых независимых экспертов, изменение экономического состояния республики во многом определяется недостаточным развитием топливно-энергетической базы. В настоящее время потребность в энергоресурсах удовлетворяется всего лишь на 7% за счет собственных возможностей.

В этих условиях создание и развитие собственных нефтегазодобывающих и перерабатывающих мощностей позволит в значительной степени обеспечить подъем и укрепление экономического потенциала Республики.

Программой развития нефтяной и газовой промышленности Республики

сторождений УВ, расположенных на территории Кабардино-Балкарии. Наряду с добычей нефти и газа, планируется вести глубокую переработку нефти на НПЗ с получением, в качестве конечного продукта, мазута для выработки битума, очистку природного газа от сероводорода с последующим производством элементарной гранулированной серы и получение относительно дешевой электроэнергии с использованием турбогенераторных установок.

В этой связи особую актуальность приобретают исследования, направленные на разработку стратегической концепции развития нефтегазового сектора, обоснования первоочередных мероприятий по реализации стратегических планов, проведение экономической оценки эффективности вовлечения в хозяйственный оборот месторождений УВ и перспективных площадей на территории Кабардино-Балкарии.

Цель и задачи работы. Цель проведенных исследований заключается в

разработке комплекса мероприятий по рациональ вых

предполагается комплексное освоение полезных ископаемых и, в частности, ме-

ресурсов на основе детального изучения геологического строения территории и определения перспективных комплексов и объектов для постановки поисково-разведочных работ на нефть и газ.

Для реализации поставленной цели были решены несколько взаимосвязанных задач:

- проведен комплексный анализ геолого-геофизической изученности недр и размещения месторождений УВ на территории Кабардино-Балкарии;

- уточнены схемы распространения природных резервуаров по различным стратиграфическим подразделениям;

- проведена качественная и количественная оценка перспектив нефтегазо-носности по отдельным комплексам и локальным объектам;

- определены первоочередные объекты для постановки геологоразведочных работ на нефть и газ;

- разработана комплексная программа освоения ресурсов нефти и газа ва-ланжин-верхнеюрских отложений;

- проведена геолого-экономическая оценка эффективности комплексного освоения месторождений нефти и газа и перспективных площадей.

Научная новизна. В диссертационной работе:

- уточнены и научно обоснованы критерии формирования валанжин-верхнеюрских природных резервуаров и выделения нефтегазоперспектив-ных комплексов на территории Кабардино-Балкарской Республики;

- разработана уточненная схема фациального районирования верхнеюрских отложений и выделены зоны развития рифогенных фаций;

- впервые проведена количественная оценка прогнозных ресурсов по перспективным толщам валанжин-верхнеюрских отложений;

- разработана комплексная программа геологоразведочных работ;

- впервые проведена геолого-экономическая оценка освоения ресурсов УВ на территории КБР.

Основные защищаемые положения.

!. Закономерности формирования природных резервуаров, уточненные на основе проведенного фациальиого анализа вапанжин-верхнегорских отложений КБР.

2. Прогнозные ресурсы УВ, оцененные по перспективным толщам валан-жин-верхнеюрских отложений.

3. Комплексная программа геологоразведочных работ на нефть и газ.

4. Геолого-экономическая оценка комплексного освоения ресурсов УВ ва-ланжин-верхнеюрских отложений на территории КБР.

Фактический материал В ходе проведенных исследований были использованы труды российских и зарубежных ученых в области организации геологоразведочного процесса и оценки нефтегазовых запасов и ресурсов УВ. Кроме того, в работе использованы фактические материалы производственных предприятий и научных институтов: ОАО «Каббалкнефтетоппром», ПО «Грознефть», ОАО «СевКавНИПИнефть», ПО «Грознефтегеофизика», ОАО "Ставропльнефте-геофизика", Лаборатории Северного Кавказа ИГиРГИ, ФГУГП "СевКавгеология" и др. (геологические, промыслово-геофизические, сейсмические и гидрогеологические материалы, результаты анализов керна, нефти, газа и воды и др.), а также собственные исследования автора выполненные в период работы в ОАО «Каб-балкнефтетоппроме», направленные на обеспечения прироста добычи УВ-сырья и развитие топливно-энергетического потенциала Республики.

Практическая ценность результатов исследований. Проведенная автором геолого-экономическая оценка перспектив нефтегазоносности валанжин-верхнеюрских отложений послужила основой для разработки Комплексной Программы формирования и освоения сырьевой базы Кабардино-Балкарской республики, реализация которой позволит решить ряд важных стратегических задач укрепления экономического положения КБР.

но-практических конференциях: «Горному надзору России 280 лет», г. Нальчик, 1997 г., «Экономические и социально-гуманитарные проблемы развития СевероКавказского региона», г. Пятигорск, 1997 г., 2000 г., Северо-Кавказского государственного технического университета, Ставрополь, 2004 г.

Публикации. По теме диссертации опубликовано 7 научных работ, в том числе 1 монография.

Объем работы. Работа состоит из введения, 4 глав и заключения, изложенных на 200 страницах, содержит 8 таблиц, иллюстрирована 30 рисунками. Список использованной литературы включает 90 наименований.

Автор благодарит д. г. н., профессора ИГиРГИ Халимова Э.М., канд. геоч -минерал, наук А.Н. Маркова, сотрудников ОАО"Каббалкнефтетоппром" П Е Пчелинцева и A.A. Жанокова за помощь в ходе выполнения работы, выражает признательность коллегам и сотрудникам кафедры геологии нефти и газа Сев-КавГТУ за доброжелательное отношение, научную поддержку и конструктивное обсуждение различных аспектов диссертационной работы.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

В работе рассматривается территория Кабардино-Балкарской республики, в тектоническом отношении соответствующая западной части Терско-Каспийского прогиба.

В первой главе рассмотрена геолого-геофизическая изученность и геологическое строение валанжин-верхнеюрских отложений Кабардино-Балкарской республики.

Вопросы геологического строения, литологии, гидрогеологии, формирования коллекторов и залежей УВ, перспектив нефтегазоносное™ изучаемой части Терско-Каспийского прогиба изложены в многочисленных публикация И.О Брода, М С Бурштара, С.А. Варягова, Н.Б. Вассоевича, Б.Г. Вобликова, В.Л. Галина, П.П Забаринского, Н.Т. Копылова, B.C. Косарева, И М Крискж, И.Г. Кузнецова, С.С. Кузнецова, А.И. Летавина, А.Ф. Лозгачевой, Б К Лотиева, А.Н. Маркова,

М.Ф. Мирчинка, Б.П Назаревича, B.C. Назаренко, П.А. Петренко, П.Е. Пчелинце-ва, А Н. Резникова, В.П. Ренгартена, A.C. Сахарова, Э.С. Сианисяна, М.Н. Смирновой, К. И. Смольяниновой, Б.М. Соколова, В.А. Станулиса, , А.Н. Степанова, Ю.А. Стерленко, Ю.А. Сударикова, Н.Ю. Успенской, Г.Н. Чепака, Г.Т. Юдина, A.A. Ярошенко и других исследователей.

На территории КБР в разные годы (1975-1995) проводились региональные, поисковые и деггапизационные сейсморазведочные работы MOB ОГТ. Однако плотность изученности этими работами, даже на участках их концентрации, редко превышает 1 nor .км/км2.

Изученность валанжин-верхнеюрских отложений КБР глубоким бурением также остается невысокой. Всего на территории пробурено 52 скважины, которые вскрыли верхнемеловые и более древние отложения, в т.ч. валанжинские и, частично, юрские отложения - только 21 скважина (площади Ахловская, Харбижин-ская, Арак-Далатарекская, Советская, Курская, Аргуданская, Куркужин-Заюковская, Чегемская, Гунделеновская и др.).

В геологическом строении региона принимает участие комплекс мезозойско-кайнозойских отложений, залегающих на складчатом палеозойском фундаменте.

Большая часть территории КБР в тектоническом отношении входит в состав двух тектонических элементов 1 порядка: Северной моноклинали Центрального Кавказа (Балкарская моноклиналь) и западной периклинали Терско-Каспийского передового прогиба, в пределах которого по поверхности фундамента и в осадочном чехле выделяются: Баксанская моноклиналь; Аргуданский выступ; Советско-Курская структурная зона; Предтерский прогиб; Терская антиклинальная зона; Харбижинская седловина; Кабардинская впадина.

Баксанская моноклиналь и Аргуданский выступ по тектоническим нарушениям ступенчато погружаются в восточном и северо-восточном направлениях. Строение этих тектонических элементов осложняют выявленные здесь блоки и структурные выступы (Заюковский, Чегемский, Урванский и др.).

Советско-Курская антиклинальная зона расположена на северном борту Терско-Каспийского прогиба. Зону осложняют антиклинальные складки Совет-

ского и Курского поднятий с наивысшими отметками залегания верхнеюрских минус 4450 м и минус 4800 м.

Терская антиклинальная зона занимает центральное положение на рассматриваемой территории и простирается в субширотном направлении. С запада на восток её осложняют поднятия: Майское, Арак-Далатарекское, Ахловское, Мал-гобек-Вознесенское и далее на восток эшелонируемые антиклинальные складки. В пределах КБР антиклинальная зона простирается на 55 км с постепенным уменьшением глубины залегания верхнеюрских отложений (минус 5500 - минус 3500 м). Крылья складок осложнении разрывными нарушениями, амплитуда составляет от первых десятков до 1000 и более метров на Малгобек-Вознесенской площади.

Харбижинская седловина расположена в зоне динамического влияния Да-тыхско-Ахловского глубинного разлома, между Кабардинской и Алханчуртской впадинами, разделяющими Терскую И Сунженскую антиклинальные зоны.

Строение депрессионных зон на территории КБР (Кабардинская впадина, Предтерский прогиб) изучено недостаточно. Здесь выделяются и прогнозируются приподнятые участки, антиклинальных поднятия и блоки.

В пределах западной части Терско-Сунженской нефтегазоносной области в валанжинских и верхнеюрских отложениях залежи нефти с промышленными запасами выявлены на Арак-Далатарекской (К[У), Ахловской (К^), Харбижинской (К1У-.1з1 надсолевая толща), Курской (К]У), Малгобек-Вознесенской (К^-^ над-солевая толща) и Заманкульской (К^-^ надсолевая толща) площадях. Притоки нефти здесь составляли от первых десятков до 100-130 м3/сут. Нефть легкая плотностью 0,810-0,820 кг/м\ малосмолистая, парафинистая. Газовый фактор - 470920 м3/м3, в газе присутствует сероводород от 2,4 до 7,2% об. Залежи в валанжинских отложениях - пластового сводового типа, а в верхнеюрских надсолевых выявлены как пластовые, так и массивные ловушки УВ.

Из межсолевой известняковой толщи и подсолевых верхнеюрских отложений притоки нефти, газа и признаки нефтегазоносности получены на Марьинской,

Куркужин-Заюковской, Лысогорской и Чегемской площадях, расположенных на Баксанской моноклинали в пределах КБР и Ставропольского края.

Таким образом, несмотря на низкую степень геолого-геофизической изученности, можно сделать вывод, что потенциал выявления перспективных на нефть и газ объектов в валанжинских и верхнеюрских отложениях на территории КБР далеко не исчерпан. Установленная нефтегазоносность валанжин-верхнеюрских отложений позволяет характеризовать территорию КБР, как высоко перспективную в отношении открытия новых месторождений нефти и газа. Геологическое обоснование и ввод в геологоразведочный процесс валанжин-верхнеюрского направления поисково-разведочных работ может обеспечить существенный прирост запасов нефти в республике.

Во второй главе рассмотрены литология и условия формирования природных резервуаров верхнеюрских и нижнемеловых отложений.

Оксфордские отложения достаточно полно изучены только в полосе естественных выходов на дневную поверхность. В Терско-Каспийском прогибе отложения вскрыты отдельными глубокими скважинами. В пределах Кабардино-Балкарии, на Нальчикской площади оксфорд имеет наибольшее развитие, мощности его здесь достигают 500-450 м. Отсюда наблюдается постепенное выклинивание ее в западном и восточном направлениях. В составе оксфорда выделяются ки-онская и иронская свиты. Нижняя (кионская свита) сложена губково-водорослевыми известняками, образующими биогермы или биостромы Ядра этих построек представлены органогенными известняками, обогащенными остатками кремневых губок. Выше залегает мощная иронская свита - массивные органоген-но-обломочные и органогенные среднезернистые доломиты с прослоями доломи-тизированных известняков.

Органогенные образования оксфорда характеризуются максимальными мощностями разрезов. Породы, слагающие рифогенные образования, представлены вторичными доломитами, наблюдается интенсивное проявление процессов доломитизации-перекристаллизаци и последующего выщелачивания пород, способствующих образованию вторичной пористости.

На подсолевые оксфордские образования несогласно залегают кимеридж-ские отложения. Представлены они известняковыми брекчиями или конгломератами, органогенными, органогенно-обломочными и комковатыми известняками мощностью до 80-120 м.

Перекрывающие их отложения тнтонского яруса представлены образованиями балтинской и матламской свит. Балтинская свита объединяет нижне- и среднетитонские отложения, в которой выделяются три литологические толщи-нижняя - соленосная; средняя - межсолевая карбонатная; верхняя - соленосная.

Нижняя соленосная толща представлена пластами доломита, ангидрита, га-лита и по своим физико-литологическим характеристикам относится к покрышкам. Е6 полная мощность на территории не определена. Но по аналогии с изученными разрезами в естественных обнажениях она может достигать от 300 до 700 м.

Межсолевая толща представлена карбонатными породами морского происхождения: органогенно-детритовыми, полидетритовыми, слабо-алевритистыми перекристаллизованными известняками с подчиненными прослоями доломита Мощность межсолевых отложений составляет до 250-300 м.

Верхняя соленосная толща сложена переслаиванием карбонатных пород (известняков и доломитов), ангидритов и галита Часто соли заполняют каверны и трещины. Соли в пластах часто проявляются рапой. Для рассматриваемой территории характерны три типа разрезов верхней-соленосной толщи: карбонатный, карбонатно-сульфатный и карбонатно-сульфатно-галогенный.

В верхней части матламской свиты залегает 80 м гтачка проницаемых, трещиноватых, участками кавернозных и органогенно-обломочных иззестнякоп. Нижняя часть толщи, в основном, представлена ангидритом с прослоями плотные т^мно-серых доломитизированных известняков и доломитов.

В составе перекрывающих верхнюю юру отложениях берриаса выделяется амкинская и сршинская свиты. Амкинская свита слагается черными, листоватыми, слоистыми глинами с прослоями темно-серых известковистых, слабодоломи-гизированных алевролитов. Породы этой свиты могут быть надёжной покрышкой для надсолевых юрских отложений. Ершинская свита представлена микрозерни-

стыми известняками с примесью детритового и шламового материала, пиритизи-рованными с примесью алевритовых обломков, с сутуро-стилолитовыми швами, выполненными бурым битуминозным веществом. Общая мощность яруса изменяется в пределах 80-120 м.

Отложения валанжинского яруса залегают несогласно на нижележащих берриасских отложениях, делится на две свиты: малгобекскую и заманкульскую. Заманкульская свита, сложена известняками микрозернистыми, доломитизиро-ванными, глинистыми и известковистыми доломитами с примесью алевритового и глинистого материала, с прослоями ангидрита. Малгобекская свита в верхней части представлена глинистыми известняками с примесью алевритового материала, переходящими ближе к кровле свиты в глинистый алевролит. Отложения могут быть покрышкой для нижней части малгобекской свиты. Нижняя часть сложена известняками тёмно-серыми, крепкими, тонкозернистыми, глинистыми, иногда переходящими в органогенно-обломочные или детритовые. Известняки трещиноватые, с незначительной примесью алевритового материала, пиритизиро-ванные. Мощность валанжинского яруса изменяется от 250 до 400 м.

В геологической истории территории современного Северного склона Большого Кавказа и Терско-Каспийского прогиба выделяются три стадии позд-неюрского осадконакопления: позднекелловейско-раннекимериджская (7), киме-ридж-среднетитонская и позднетитонская. В первой стадии позднеюрского осадконакопления наиболее значительную структурную перестройку испытала центральная часть Предкавказского шельфового бассейна, в связи с чем полностью исчезают островные палеоподнятия. Карбонатное осадконакоплепие распространилось на всей акватории Предкавказского шельфа. Во второй стадии происходит изменение в характере осадконакопления. Ведущую роль начинает играть сульфатный тип осадков — гипсы и каменные соли при незначительной роли карбонатных пород (известняки и доломиты) и терригенных отложений (песчаники и глины), в сравнительно крупных тектонических впадинах — бессточных котловинах. Карбонатное осадконакопление в это время происходит в пределах относительных поднятий, примыкавших к эвапоритовым впадинам или разделявших их

В третьей стадии позднеюрского осадконакопления завершается процесс отмирания эвапоритовых бессточных котловин.

Рифогенные образования играли главную роль в изоляции позднеюрского бассейна Терско-Каспийского прогиба и осаждении в его пределах мощной хемо-генной толщи. Автором предложена уточненная схема фациального районирования карбонатных отложений, с выделением зон распространения образований бортового типа (территории возможного распространения барьерных рифов), центральных относительно глубоководных зон впадины, с подзоной возможного распространения атоллов и единичных рифов. Зона распространения барьерных рифов приурочена к южной, западной и северо-восточной части изучаемой территории. На западе она приурочена к Баксанской моноклинали, на северо-востоке охватывает Терскую антиклинальную зону и часть Предтерского прогиба, на юге -включает большую часть Аргуданского выступа. Зона распространения атоллов является внешним обрамлением арйала барьерных рифов, образуя полосу шириной 5-10 км.

В раннемеловую эпоху темп осадконакопления определяли процессы, связанные с формированием и развитием краевого прогиба. Происходило накопление терригенных и терригенно-карбонатных осадков берриаса. На рубеже берриасско-го и валанжинского веков повсеместно произошли резкие изменения физико-географических условий осадконакопления, прекратилось поступление терриген-ного материала. В первой половине валанжинского века, соответствующей времени формирования заманкульской свиты, осадкообразование определилось выпадением эвапоритовых карбонатов и сульфатов. Во второй половине валанжинского века соленость морского бассейна несколько снизилась, что значительно повлияло на состав осадочного материала и привело к накоплению известняков.

На территории Кабардино-Балкарии коллекторы оксфорд-кимериджского стратиграфического комплекса связаны с хемогенными трещиноватыми известняками, органогенно-обломочными трещинно-пОровыми известняками и кавернозными доломитами.

Оксфордские отложения характеризуются наличием рифов, для которых характерны значительные колебания емкостно-фильтрационных свойств пород. Коллекторские свойства органогенных кораллово-водорослевых известняков претерпевают резкие изменения, с увеличением кавернозности и пористости, от периферии к центру массива. На периферии массива кавернозность колеблется от 0,5 до 2,7%, пористость доходит до 2,2%. В центральных частях кавернозность достигает 30%, а пористость - 9,5 %. Трещинная емкость во всех случаях не превышает 1,5 %. Проницаемость в некоторых случаях может достигать 1,4 мкм2. При смене фаций от рифа в сторону открытого моря, массивные известняки и доломиты сменяются образованиями губково-водорослевых биогермов, а затем среднеслоистых глинистых известняков, отлагавшихся в условиях морской глубоководной впадины. При этом пористость пород сокращается от 10-16 % до 0-4 %. Ёмкостная характеристика верхнеюрского коллектора и его фильтрационные свойства в погруженной части территории, по-видимому, будут обусловлены в основном наличием пустот вторичного происхождения (макро- и микротрещино-ватость, кавернозность и т.д.).

Межсолевая известняковая пачка титонского яруса представляет наибольший нефтегазоносный интерес в разрезе соленосной толщи. В кровле и подошве межсолевой пачки выделяются проницаемые пласты. Верхний из них, трещиновато-кавернозный, сложен известняками серыми и кремовато-серыми, трещиноватыми с подчиненными прослоями доломитизированных известняков. Мощность этого пласта около 50 м. Нижний проницаемый пласт ("устричный" горизонт) сложен, в основном, органог енными, кавернозными, оолитовыми, псевдооолитовыми трещиноватыми известняками с прослоями мергелей, аргиллитов и возможно известковых песчаников. Мощность нижнего трещиновато-кавернозного пласта до 50 м.

Важной особенностью верхнетитонских карбонатных отложений является макро- и микротрещиноватость. Макротрещины открытые и заполненные кальцитом, извилистой формы, раскрытостью от 0,005 мм до 0,03 мм. Для слоев, разде-

ляющих участки повышенной проницаемости пород, характерно наличие тонких прослойков тонкозернистого ангидрита.

В коллекторах берриас-валанжинских отложений развита первичная седи-ментационная пористость и вторичная пористость выщелачивания, связанная с микрагрещиноватостью. Первичные седиментационные поры размером 0,02-0,03 мм, вторичные - 0,05-0,5 мм.

Таким образом, разрез верхнеюрских и нижней части меловых отложений Кабардино-Балкарии характеризуется благоприятным, в нефтегазоносном отношении сочетанием литофациальных показателей: пород-коллекторов (карбонатных, в г. ч. рифогенных) и надежных (хемогенных) покрышек. Рифогенные образования являются также и структурообразующими формами, а межрифовые, обогащенные органикой - источником углеводородов.

В подсолевой юре высокая перспективность рифогенных массивов обусловливается радом факторов. Отложения характеризуются максимальными мощностями разрезов, в составе которых преобладают вторичные доломиты. Интенсивное проявление процессов доломитизации-перекристаллизаци и последующего выщелачивания пород, способствует образованию вторичной пористости.

Поскольку связь зон развития рифогенных образований с участками развития глубинных разломов длительного существования доказана, можно предположить и приуроченность участков повышенной трещиноватости к зонам пересечения глубинных разломов, к сводовым и присводовым частях антиклинальных структур, к зонам флексурообразных изгибов слоев.

Важным поисковым объектом является также "межсолевая юра", ёмкостная характеристика коллектора и его фильтрационные свойства в погруженной части территории, обусловлены, в основном, наличием пустот вторичного происхождения (макро- и микротрещиноватость, кавернозность и т.д.). Тип коллектора оценивается как трещино-кавернозный или кавернозно-трещинньй.

доупором, а представляет собой сложно построенное геологическое тело, содержащее в своем составе как коллекторские, так и флюидоупорные породы. Здесь выделяются в различной степени трещиноватые разности мощностью от 10 до 50 м, в разных скважинах на различных стратиграфических уровнях. Пласт-коллектор, расположенный в подошве толщи, прослеживается во многих скважинах, вскрывших эти отложения. Экранирующие свойства плотных пород верхней "солевой" толщи выше, чем у плотных пород "солевой" и "межсолевой" толщ.

В верхней части надсолевой толщи природные резервуары приурочены к 80-метровой пачке проницаемых, трещиноватых, участками кавернозных и орга-ногенно-обломочных известняков с широко развитой макро- и микротрещинова-тостью. Для слоев, разделяющих участки повышенной проницаемости пород, характерно наличие тонких прослоев ангидрита, являющихся внугрирезервуарными покрышками. Региональной покрышкой для надсолевого резервуара служат образования берриасского яруса, сложенные алевролитами и глинами, чередующимися с алевритистыми доломитам.

Для верхней части берриаса и валанжина основная доля в емкости карбонатных пород вапанжинских отложений приходится на вторичные пустоты выщелачивания. Результаты исследования керна показали, что наилучшими коллектор-скими свойствами характеризуются зернистые доломиты и микрозернистые органогенные и детритово-шламовые известняки. Для них в определенных условиях характерна повышенная трешиноватость и развитие вторичных пустот выщелачивания. Коллекторы валанжинских отложений относятся к кавернозно-трещинному типу. Покрышкой для них являются глинисто-алевритовые толщи нижнего готе-рива.

Третья глава посвящена оценке перспектив нефтегазоносное™ валанжин-верхнеюрских отложений. Здесь приведены результаты качественной и количественной оценки прогнозных ресурсов, дана характеристика особенностей методики поисков и разведки залежей УВ, приуроченных к глубокопогруженным карбонатным отложениям, предложен рациональный комплекс геологоразведочных работ по поискам и разведке залежей УВ в валанжин-верхнеюрских отложениях.

В валанжин-верхнеюрских отложениях перспективные на нефть и газ объекты выделяются в карбонатных отложениях вапанжин-берриаса, над-, меж- и подсолевых отложениях верхней юры.

Валанжин-берриасский карбонатный комплекс является наиболее перспективным по нижнемеловых отложениях и, главным образом, это доломито-известняковая и известняковая толщи II и IV валанжина. Вторая пачка является регионально нефтеносной в пределах всего Терско-Каспийского прогиба.

В верхнеюрских надсолевых отложениях коллекторские разности приурочены, преимущественно, к кровельной части. В межсолевом комплексе перспек-[ивы нефтегазоносное™ связываются с трещинно-кааернозными известняками, залегающими между верхними и нижними соленосными отложениями титона. В этих отложениях предполагается наличие и рифогенных образований.

Верхнеюрские подсолевые объекты, с одной стороны, могут оцениваться как наиболее перспективные. Они связаны с породами, представленными губко-во-водорослевыми известняками и рифогенными постройками оксфорд-келловейского возраста, которые характеризуются высокими коллекторские свойствами. Эти коллекторы находятся под мощной региональной соленосной покрышкой, способной удерживать крупные залежи УВ. Однако эти отложения, залегающие на большей части территории на значительных глубинах (6 км и более), слабо изучены бурением и сейсморазведкой.

В ваданжинских и верхнеюрских надсолевых отложениях прогнозируются, по классификации Б.А. Соколова (2000), преимущественно, тектонически и лито-логически ограниченные, а также сводовые ненарушенные ловушки УВ, содержащие пластовые и массивные залежи и связанные с коллекторами трещинного и порово-трещинного типа. В межсолевых отложениях, наряду с указанными выше, можно предполагать наличие рифогенных ловушек УВ с трещинными и кавернозно-трещинными коллекторами. Последний тип ловушек УВ должен доминировать в отложениях подсолевых верхнеюрских отложениях, где прогнозируется наиболее широкое распространение рифогенной формации.

Баксанская моноклиналь и Аргуданский выступ, расчлененные разрывными нарушениями на серию тектонических блоков, характеризуются благоприятными условиями для формирования тектонически и/или литологически экранированных ловушек УВ характерных для моноклинального строения. Широкое распространение ловушек антиклинального типа здесь маловероятно из-за достаточно крутого регионального наклона пород в пределах большей части моноклинали. Но в отдельных районах, например, на Аргуданском выступе, выявление средне- и малоамплитудных ловушек УВ данного типа (сводовых тектонически ограниченных) вполне вероятно.

В пределах Терской и Сунженской антиклинальных зон и Харбижинской седловины геолого-геофизическими исследованиями в валанжин-верхнеюрских (над- и межсолевых) отложениях выявлены пластовые и массивные залежи нефти, приуроченные к крупным антиклиналям, крылья которых, как правило осложнены разрывными нарушениями. Плотность сейсмических наблюдений здесь такова, что прогнозировать выявление подобных объектов не представляется возможным. В этом районе можно предполагать наличие, преимущественно, небольших антиклинальных ловушек УВ, связанных с маломплитудными складками, тектонически и литологически ограниченных залежей, приуроченных к крыльям структур, а также объектов в прогнозируемых поднадвиговых зонах.

Таким образом, прогнозируемые залежи в валанжин-верхнеюрских отложениях связаны с карбонатными коллекторами, которые, как и в других регионах, характеризуются, резкой вертикальной и латеральной неоднородностью. Зональное распространение высокопроницаемых разностей в существенной степени усложняет строение ловушек УВ всех прогнозируемых типов. В валанжинских и верхнеюрских надсолевых отложениях прогнозируются, преимущественно, пластовые, а в верхнеюрских под- и межсолевых - массивные залежи УВ.

Проведенный нами анализ результатов геолого-геофизических исследований, проведенных в период с 1995-2003 гг., а также данных, полученных в процессе выполнения настоящей работы, позволил в существенной степени уточнить

количественную оценку суммарных начальных ресурсов валанжин-верхнеюрских отложений по территории КБР. Последняя комплексная оценка прогнозных ресурсов в регионе была выполнена более десяти лет назад ("СевКавНИПИнефть"), при этом в рамках изучаемого стратиграфического диапазона рассматривались нижнемеловой и верхнеюрский НТК, в целом, и прогнозные ресурсы не дифференцировались по продуктивным толщам в разрезе рассматриваемых комплексов.

Уточнение количественной оценки прогнозных ресурсов проводилось известным методом сравнительных геологических аналогий (способом удельных плотностей прогнозных ресурсов на единицу площади) на основе выделения эталонных участков и с использованием вероятностных коэффициентов, учитывающих степень геолого-геофизической изученности комплексов и территорий, характер регионального распространения коллекторов и типы прогнозируемых ловушек УВ.

В валанжин-берриасских, верхнеюрских над- и межсолевых отложениях Баксанской моноклинали, Аргуданского выступа, Предтерского прогиба и Кабардинской впадины прогнозируемые залежи могут быть связаны с антиклинальными (в слабо изученной юго-восточной части) и моноклинальными тектонически и литологически экранированными ловушками УВ. При этом, распространение коллекторов в существенной степени контролируется зонами повышенной тре-щиноватости, которые формируются, преимущественно, в районах наиболее высокой постседиментационной тектонической активности. Для учета данного фактора был введен коэффициент аналогии, учитывающий интенсивность и диффе-ренцированность неоген-четвертичных тектонических движений в пределах оцениваемых тектонических элементов.

Терская антиклинальная зона и Харбижинская седловина характеризуются относительно высокой степенью геолого-геофизической изученности. К этим тектоническим элементам приурочено около 70% суммарного количества запасов и локализованных ресурсов валанжин-берриасских, верхнеюрских над- и межсолевых отложений. Все выявленные ловушки УВ здесь связаны с крупными анти-

клинапями, крылья которых осложнены разрывными нарушениями, разделяющими структуры на тектонические блоки. Выявление новых крупных складок здесь маловероятно, а нелокализованные ресурсы УВ могут быть связаны с, преимущественно небольшими, тектонически экранированными ловушками в зонах разрывных нарушений.

В целом, по территории КБР суммарные начальные геологические ресурсы валанжин-берриасСких и верхнеюрских межсолевых отложений оцениваются в размере около 50 млн. т у.т., в т.ч. нефти 36/18 млн. т по каждому НГК, а надсоле-вых - около 20/15 млн. т у.т., в т.ч. нефти 15/7 млн. т.

В основу оценки ресурсов УВ подсолевого комплекса верхней юры были положены результаты проведенного фациального анализа и прогноза распространения рифогенной формации на территории КБР. По нашим данным в пределах изучаемой территории выделяются три ареала образований барьерных рифов и зарифовых лагун. В тектоническом отношении зоны распространения рифовых фаций приурочены к Баксанской и Балкарской моноклиналям, Аргуданскрму выступу, Терской антиклинальной зоне, Харбижинской седловине и северовосточной части Предтерского прогиба.

В качестве эталонных участков были выбраны ареалы рифогенных образований, установленные в пределах Западного Предкавазья, где выявленные рифы занимают около 10% площади ареала, а средняя удельная плотность запасов УВ на выявленных залежах составляет более 250 тыс. т у.т /км2. Принимая за основу перечисленные показатели, начальные суммарные геологические ресурсы верхнеюрских подсолевых отложений оцениваются в размере более 120 млн. т у.т., в т.ч. нефти 92/46 млн. т.

Таким образом, проведенные исследования позволили впервые выполнить оценку суммарных начальных ресурсов нижнемелового и верхнеюрского комплексов территории КБР раздельно по продуктивным толщам. Согласно проведенной оценке, суммарные начальные ресурсы УВ валанжин-верхнеюрских отложений КБР составляют около 240/150 млн. т у.т. В структуре начальных ресурсов прогнозная составляющая равна более 90%, что свидетельствует о низкой

степени разведанное™ недр и высоком нефтегазовом потенциале территории. При оценке ресурсов УВ верхнеюрских подсолевых отложений были использованы результаты проведенных исследований и новые подходы к определению под-счетных параметров, что позволило дать количественную оценку перспектив неф-[егазопосности данного комплекса, к которому приурочено около 55% прогнозных ресурсов.

По данным сейсморазведки, а также по результатам проведенного анализа и обобщения геолого-геофизических материалов, на территории КБР выявлен ряд перспективных объектов, приуроченных к валанжин-верхнеюрским отложениям на Харбижинском, Арак-Далатарекском и Ахловском месторождениях (невскрытые пласты) и на Майской, Ураванской, Чегемской, Южно-Харбижинской и других новых (неопоискованных) площадях.

На Харбижинской, Арак-Далаггарекской, Майской и ряде других площадей прогнозируются нефтяные залежи, строение и этажи нефтеносности которых аналогичны открытым месторождениям Терской антиклинальной зоны и Харбижинской седловины (преимущественно, пластовые сводовые в валанжин-берриасе и надсолевой юре, массивные в межсолевых и биогермные в подсолевых отложениях). На остальных площадях (Ураванская, Чегемская, Малкинская, Псыншохская и др.) доминирующим типом ловушек УВ являются моноклинальные и антиклинальные тектонически и литологически экранированные, что связано с закономерным сокращением разреза и усложнением тектонического строения по восстанию пород в пределах Баксанской моноклинали и Аргуданского выступа. В этом же направлении прогнозируется сужение стратиграфического диапазона нефтегазоносное™: от наиболее полного в погруженной части (валанжин-подсолевая юра: Табинская и др.) до существенно сокращенного на Балкарской моноклинали (меж- и подсолевые отложения: Баксанская и др.).

Локализованные ресурсы УВ оценивались по 12 площадям, на каждой из которых прогнозируются от 1 до 4 нефтяных залежей. По наиболее подготовленным объектам прогнозные ресурсы подсчитывались объемным методом. Подсчетные параметры принимались по аналогии с залежами, выявленными на ближайших

площадях (Харбижииская, Ахловская, Датыхская, Марьинская, Куркужин-Заюковская, Чегемская и др.).

По результатам проведенной оценке, наибольшие по извлекаемым запасам нефтяные залежи прогнозируются на Майской (около 8 млн. т), Арак-Далатарекской (около 7 млн. т), Урванской (около 6 млн. т) и Чегемской (около 4 млн. т) площадях. Достаточно крупные залежи нефти (3-3,5 млн. т) предполагаются на Харбижинской и Южно-Харбижинской площадях (в пределах КБР). Прогнозные извлекаемые ресурсы нефти по остальным площадям составляют 1 млн. т и менее.

В целом, по территории КБР суммарные перспективные и прогнозные локализованные ресурсы валанжин-верхнеюрских отложений, оцененные по 12 площадям, составляют более 95/48 млн. т у.т., в т.ч. нефти - более 70/35 млн. т, растворенного газа - около 25 млрд. м}. Из них около 60% приурочено к верхнеюрским подсолевым отложениям, более 20% - к межсолевым, 15% - к валанжин-берриасским, 7% - к верхнеюрским надсолевым. Необходимо отметить, что к глубинам 6500 и более метров приурочено 40% суммарных локализованных ресурсов, а к глубинам свыше 6000 м - около 50%. Таким образом, большие глубины залегания прогнозируемых залежей УВ (преимущественно, в подсолевых отложениях), к которым приурочено около половины локализованных прогнозных ресурсов, являются одним из основных факторов, осложняющих развитие нефтегазового потенциала КБР.

Прогнозируемые залежи УВ характеризуются сложным геологическим строением, компонентным составом УВ-флюидов, условиями залегания и проводки скважин. Поэтому для освоения их ресурсов необходима высокая кондиционность подготовки перспективных объектов под поисковое бурение, что решается проведением дополнительных сейсмических исследований в современных модификациях, а также использование новейших технологий проводки скважин, вскрытия и освоения продуктивных пластов.

Для повышения качества геологической информации об особенностях строения объектов (морфологических, литогенетических, петрофизических и др.)

на этапах как выявления, так и детализации строения ловушек УВ результатом обработки сейсмических материалов должно являться построение не только временных и мигрированных разрезов, но и разрезов (и кубов, в случае пространственных наблюдений) мгновенных динамических параметров (амплитуд, частот, фаз полярности), псевдоакустических, эффективных коэффициентов отражений. Кроме того, важные сведения о фильтрационно-емкостных свойствах и характере насыщения коллекторов можно получить по результатам анализа волнового поля способом сейсмической локации бокового обзора.

Освоение УВ-потенциала верхнеюрских и нижнемеловых отложений КБР связано с определенными трудностями, которые обусловлены их специфическим строением (наличие солей), условиями залегания (большие глубины), термобарическими (аномально высокие пластовые давления, температуры), гидрогеологическими (наличие сероводорода) и другими параметрами.

Проведенные расчеты показывают, что если надмайкопская часть разреза характеризуется гидростатическими давлениями, то в нижележащих майкоп-меловых комплексах градиент пластового давления изменяется в пределах 1,4-1,8. В верхней юре максимальные значения градиентов пластового давления отмечены в соленосных толщах (1,8-2,0) В подсолевых отложениях он уменьшается до 1,55-1,7. Абсолютные значения пластовых давлений в валанжин-верхнегорских надсолевых отложениях на глубинах 4-6 км составляют 60-70 МПа, а на глубинах около 7 км давления может достигать 130 МПа. На глубинах 5-7 км температура достигает 155-160°С и более.

Нефтяные залежи, выявленные на Ахловской, Харбижинской и Арак-Далатарекской площадях в валанжин-верхнеюрских отложениях, характеризуются достаточно высоким содержанием сероводорода в растворенном в нефти газе, что предопределяет актуальность вопросов изучения распространения сероводорода по площади и разрезу.

Основная закономерность в распределении сероводорода, заключается в увеличении его содержания во флюидах центральной части Терско-Каспийского прогиба. По направлению к бортам прогиба концентрация сероводорода умень-

шатся. Но в центральной части прогиба, как и по бортам, происходят отклонения от общей закономерности. Если на Арак-Далатарекской площади содержание сероводорода относится к весьма повышенному, достигая 7,1 % объёмных, то на Заманкульской и Карабулак-Ачалукской площадях в отложениях валанжин-берриаса он отсутствует, хотя ниже в толще верхней юры его содержание в водах достигает 3,32-6 г/л.

Таким образом, на этапе проектирования бурения необходимо предусмотреть многоколонную конструкцию скважины для перекрытия 5-ти и более несовместимых по буримости зон, использование технических средств и технологических приёмов при бурении, креплении и испытании скважин с учетом охарактеризованных выше факторов, осложняющих проводку скважин.

Необходимые виды, сроки и объемы геологоразведочных работ на нефть и газ на валанжин-верхнеюрские отложения должны определяться с учетом специфики условий формирования залежей, а также геохимических и термобарических особенностей прогнозируемого разреза.

На стадии выявления перспективных объектов проводится поисковая сейсморазведка, а на стадии их подготовки к поисковому бурению - выполняются де-тализационные сейсмические исследования. Детализационная сейсморазведка на первом этапе выполняется по методике МОГТ-ВРС 2Д, а затем, при условии получения положительных результатов, проводятся пространственные сейсмические наблюдения МОГТ ЗД.

На территории КБР в пределах Баксанской и Балкарской моноклиналей, Ар-гуданского выступа, Предтерского прогиба и Кабардинской впадины имеются достаточно обширные участки, изученность сейсморазведкой которых соответствует региональной стадии геолого-поискового процесса. В связи с этим, в их пределах необходимо проведение поисково-рекогносцировочных сейсмических исследований (ПСИ) с плотностью наблюдений 0,5-1,0 км/км2. Суммарный объем ПСИ составляет 2,5 тыс. nor. км (300-350 пог. км/год в течение 8 лет).

Планируемый объем ПСИ позволит изучить основные закономерности строения продуктивных толщ, уточнить тектоническое строение, выявить круп-

ные и/или средние тектонические блоки антиклинальные структуры или участки наиболее вероятного их нахождения, наметить локальные объекты для проведения детализационных сейсмических исследований (ДСИ).

ДСИ предполагается проводить одновременно с поисковыми работами. В зависимости от степени подготовленности выявленных к настоящему времени перспективных объектов, рекомендуются отработка профилей по методике МОГТ-ВРС 2Д и/ипи пространственные сейсмические исследования ЗД. Основными геологическими задачами, решаемыми относительно дорогостоящими ДСИ, являются определение морфологических параметров предполагаемых залежей, зон повышенной флюидопроводимости коллекторов в пределах ловушек УВ, прогноз характера их насыщения и, наконец, определение места заложения поисковой скважины (скважин). Рекомендуемый годовой объем сейсморазведки МОГТ-ВРС 2Д - 30-50 пог. км, а пространственных наблюдений - 50-150 км2/год.

Поисковое бурение проводится на основе результатов, полученных сейсморазведкой ЗД, по данным которой определяется целесообразность бурения скважин, их количество, глубина и местоположение. Целью поискового бурения является выявление залежей УВ в валанжин-берриасских и верхнеюрских над-, меж- и подсолевых отложениях. Объемы разведочного бурения определяются по результатам бурения поисковых скважин и уточняются по мере разведки площадей. На первом этапе бурение планируется проводить на 10 площадях. В дальнейшем (на втором этапе) поддержание темпов прироста запасов обеспечивается за счет раз-буривания подготовленных сейсморазведкой новых объектов и/или резервных площадей.

В пределах Терской антиклинальной зоны и Харбижинской седловины, где подсолевые отложения залегают на глубинах 6-7 км и более, разведку рекомендуется проводить в две стадии: сначала бурятся разведочные скважины на нижний мел и соленосные толщи, затем - на подсолевые отложения. Такая последовательность разведки площадей позволит существенно сократить сроки ввода залежей в эксплуатацию, в т.ч. за счет перевода разведочных скважин в фонд эксплуатационных.

Суммарный объем поискового и разведочного бурения, необходимый для получения прироста запасов по 10 первоочередным площадям, составит около 300 тыс. м. Рекомендуемые суммарные сроки проведения геологоразведочных работ (включая сейсморазведку) должны составить не более 20 лет. Увеличение сроков поиска и разведки залежей УВ в существенной степени снижает рентабельность освоения месторождений. Поэтому для соблюдения графика ввода в опытно-промышленную эксплуатацию месторождений необходимый годовой объем бурения должен составлять 16-18 тыс. м, что, при принятой коммерческой скорости, предполагает одновременное бурение не менее 3 скважин.

Выполнение намеченных видов и объемов рекомендуемого комплекса геологоразведочных работ позволит обеспечить прирост извлекаемых запасов по 10 первоочередным площадям в размере 40,6 млн. т у.т., в т.ч. нефти - 24,6 млн. т, газа - 16,0 млрд. м3 (с учетом коэффициента перевода перспективных ресурсов в запасы). Эффективность геологоразведочных работ по площадям и по годам составит около 140 т у.т./м и 750 тыс т у.т./скв. Срок реализации первой части программы ГРР - 19 лет. Для компенсации планируемой добычи УВ в последующее десятилетие (20-30 гг.) необходимо обеспечить ежегодный прирост запасов на уровне 2 млн. т у.т. за счет поисков и разведки залежей УВ на новых площадях, подготовленных к поисковому бурению сейсморазведкой. При этом, суммарный прирост извлекаемых запасов нефти и газа составит более 60 млн. т у.т.

В четвертой главе приведены результаты геолого-экономической оценки эффективность освоения ресурсов УВ вапанжин-верхнеюрских отложений.

Порядок освоения ресурсов определяется состоянием разведанное™ запасов комплекса. На первом этапе проводятся работы по капитальному ремонту продуктивных скважин на Харбижинском, Ахловском и Арак-Даларекском месторождениях с целью их расконсервации и последующего ввода в эксплуатацию. Параллельно с капитальным ремонтом скважин предполагается строительство системы сбора подготовки и транспорта нефти и газа.

Освоение запасов прогнозируемых месторождений проводится в соответствии в разработанной комплексной программой геологоразведочных работ на

нефть и газ. В восточной части КБР, где залежи УВ прогнозируются на больших глубинах (Арак-Далатарекская, Майская, Харбижинская, Южно-Харбижинекая и др.), сначала вводятся в ОПЭ валанжинские и верхнеюрские над- и межсолевые залежи, затем - подсолевые. На площадях, расположенных на западе республики, залежи вводятся в разработку по возвратной схеме снизу-вверх.

Прогнозные разработки месторождений принимались по аналогии с ближайшими месторождениями (режим разработки, начальные и текущие пластовые давления и дебиты, темпы падения добычи, необходимое количество добывающих скважин и др.).

При принятых технологических параметрах разработки освоение запасов нефти и газа 10 первоочередных площадей предполагается осуществить за 33 года (при условии одновременного начала геологоразведочных работ и проведения капитального ремонта законсервированных скважин). Срок эксплуатации месторождений, в зависимости от величины извлекаемых запасов и глубины залегания залежей, составит 15-28 лет, при максимальном фонде добывающих скважин равном 70. Суммарная годовая добыча по 10 площадям при планируемых технологических параметрах на начальной и завершающей стадиях освоения месторождений составит 100-900 тыс. ч у.т., а на стадиях стабильной и максимальной добычи -1-3 млн. т у.т. Накопленная добыча за 33 года освоения прогнозируется в объеме 29,8 млн. т. нефти и 19,3 млрд. м3 газа. ,

С учетом добывных возможностей, в качестве базовых месторождений следует рассматривать Харбижинское, Арак-Далатарекское, Майское и Ураванское, где за период эксплуатации накопленная добыча составит 4-6,5 млн. т. нефти. К крупным эксплуатационным объектам относятся Южно-Харбижинская, Ахлов-ская и Чегемская площади (1,5-3 млн. т. нефти), к мелким - Мапкинская, Табин-ская и Псыншохская (менее 1 млн. т).

Попутный газ, после очистки от сероводорода, будет частично использован для 1еплоснабжения бытовых и производственных объектов, участков нефтедобычи и переработки, а основной его объем - для выработки дешёвой электроэнергии в турбогенераторных установках. Сероводород, выделенный из углеводород-

ного газа, поступит на установку по выработке элементарной кристаллической серы, которую предлагается реализовывать предприятиям ближнего и дальнего зарубежья.

Таким образом, комплексное освоение залежей на 10 первоочередных площадях позволит к девятому году с начала реализации программы геологоразведочных работ и освоения запасов валанжин-верхнеюрских залежей довести годовую добычу нефти в КБР до 1-1,5 млн. т и поддерживать ее на этом уровне в течение, как минимум, 15-ти лет. Для поддержания достигнуть«: уровней добычи необходимым условием является реализация второй части разработанной программы геологоразведочных работ, где предусматривается подготовка новых площадей для проведения поискового и разведочного бурения.

Известно, что в основе оценки эффективности инвестиционных проектов нефтегазовой отрасли, в целом, эксплуатации месторождений УВ, в частности, лежит система критериев, позволяющая оценить эффективность вариантов разработки и принять решение о реализации наиболее целесообразного. Основными критериями оценки вариантов разработки нефтяного месторождения на уровне хозяйствующего субъекта являются: чистый дисконтированный доход от реализации проекта; внутренняя норма рентабельности; срок окупаемости инвестиций; индекс доходности.

Каждый из этих критериев характеризует различную сторону проекта. Так, чистый дисконтированный доход характеризует общее сальдо реальных денег, внутренняя норма рентабельности показывает средний доход на вложенный капитал, срок окупаемости обозначает тот момент времени, когда инвестор возместит свои капитальные вложения и начнет получать дополнительный доход, индексом доходности определяется величина дохода, получаемого на единицу инвестиций, вложенных в развитие проекта.

Эти критерии были положены в основу оценки экономической эффективности освоения ресурсов нефти и газа валанжин-верхнеюрских отложений КБР, которая была выполнена по 10 первоочередным объектам добычи нефти и газа

Анализ полученных в результате проведенных расчетов сводных технико-экономических показателей показал, что при предполагаемых капитальных вложениях в размере 15,4 млрд. руб., чистый дисконтированный доход составит 8,3 млрд. руб., срок окупаемости капитальных вложений - 7 лет, внутренняя норма доходности - 58,2%. Таким образом, все оценочные критерии характеризуются положительными значениями.

Учитывая, что принятые в работе капитальный вложения являются оценочными, при реализации проекта возможно их достаточно существенное увеличение. Однако полученная при расчетах высокая внутренняя норма рентабельности характеризуется большим "запасом прочности" и, даже в этих условиях, гарантирует инвестиционную привлекательность проекта. Таким образом, разработка всех прогнозируемых месторождений рентабельна.

Проведенные исследования позволили в существенной степени уточнить качественные и количественные показатели перспектив нефтегазоносное™ ва-ланжин-верхнеюрских отложений КБР, разработать программу поисков, разведки и освоения ресурсов нефти и газа и дать оценку экономической эффективности реализации этой программы. Основные выводы, полученные в ре ¡ультаге выполнения данной работы, сводятся к следующему.

1. Валанжин-верхнеюрские отложения на территории КБР характеризуются низкой степенью геолого-геофизической изученности. Однако установленная не-фгегазоносность комплексов позволяет высоко оценить перспективы открытия новых месторождений нефти и газа.

2. Изученный стратиграфический диапазон разреза характеризуется благоприятным сочетанием литофациальных предпосылок для формирования залежей УВ.

бонатных подсолевых отложений, с выделением ареалов прибрежно-мелководных образований, барьерных рифов и относительно глубоководных зон, с подзоной распространения атоллов и единичных рифов.

4. Среди природных резервуаров наибольшие перспективы нефтегазоносно-сти связываются с верхнеюрскими подсолевыми отложениями, где прогнозируются рифогенные массивы большой мощности с высокими вторичными емкостно-фильтрационными свойствами.

5. В расположенных выше по разрезу природных резервуарах поисковый интерес представляют верхнеюрские меж- и надцсолевые комплексы, а также отложения берриас-валанжина. В межсолевом комплексе перспективы нефтегазо-носности связываются с трещинно-кавернозными известняками, залегающими между верхними и нижними соленосными отложениями титона. В верхнеюрских надсолевых отложениях коллекторские разности приурочены, преимущественно,

кровельной части. В берриасс-валанжинском карбонатном комплексе перспективными являются II и IV доломито-известняковая и известняковая толщи. Емко-стно-филырационные свойства коллекторов обусловлены, в основном, наличием пустот вторичного происхождения (макро- и микротрещиноватость, каверноз-ность и 1.д.). Тип коллектора оценивается как трещино-кавернозный или кавер-нозно-трещинньй.

Региональной покрышкой для "межсолевого" коллектора служит "верхняя солевая юра", представленная ангидритами с прослоями известняков, доломитов и линзовидными прослоями каменной соли, для надсолевого резервуара - образования берриасского яруса, сложенные алевролитами и глинами, для верхней части валанжина - глинисто-алевритовые толщи нижнего готерива.

6. Большая часть прогнозируемых ловушек УВ относится к комбинированным, что обусловлено сложными литолого-фациальными и структурно-тектоническими условиями их формирования. В ловушках Прогнозируются, преимущественно, нефтяные и нефтегазоконденсагные массивные и пластовые залежи.

7. На основе выполненного автором комплексного анализа геолого-геофизических материалов были уточнены геологическое строение и перспективы нефтегазоносности выявленных ранее и новых перспективных на нефть и газ зон и объектов в валанжин-верхнеюрских отложениях, что позволило впервые выполнить дифференцированную по продуктивным толщам количественную оценку ресурсов УВ. При этом, для оценки ресурсов УВ верхнеюрских подсолевых отложений были использованы результаты проведенных- исследований и новые подходы к определению подсчетных параметров. Суммарные начальные геологические ресурсы УВ валанжин-верхнеюрских отложений оцениваются в 240 млн. т у.т., из которых более половины (55%) приурочено к подсолевым верхнеюрским отложениям. В структуре начальных ресурсов доля прогнозных составляет более 90%, что свидетельствует о низкой степени разведанности недр и высоком нефтегазовом потенциале территории.

Перспективы прироста запасов УВ связаны, в первую очередь, с выявленными и в различной степени подготовленными к бурению объектами на 12 площадях. Их суммарные геологические ресурсы составляют более 95 млн. т у. г.

8. На основе результатов проведенных исследований разработана комплексная программа геологоразведочных работ по освоению ресурсов УВ валанжин-верхнеюрских отложений КБР, в которой обоснованы виды и объемы проектируемых работ. Рекомендуемые сроки реализации первой часта программы составляют 20 лет, начиная с проведения сейсморазведки, что позволит обеспечить прирост извлекаемых запасов нефти в объеме около 25 млн. тонн и газа - более 15 млрд. м5. Ожидаемая геологическая эффективность составит около 140 т ут./м и 750 тыс т у.т./скв. В дальнейшем (20-30 гг.) для поддержания достигнутых уровней добычи необходимо обеспечить среднегодовой прирост запасов в объеме 2 млн т у.т. за счет ввода в поисково-разведочное бурение новых площадей.

Таким образом, выполнение комплексной перспективной программы ГРР в полном объеме позволит прирастить более 60 млн. т у.т. извлекаемых запасов нефти и газа.

9 Освоение запасов нефти и газа 10 первоочередных площадей предполагается осуществить за 33 года Срок эксплуатации месторождений составит 15-28 лет, при максимальном фонде добывающих скважин равном 70. Накопленная добыча за 33 года освоения прогнозируется в объеме около 30 млн. т нефти и 20 млрд. м3 газа, при поддержании годовой добычи нефти на уровне 1-1,5 млн. тонн в течение не менее 15-ти лет.

10. Оценка экономической эффективности освоения ресурсов нефти и газа валанжин-верхнеюрских отложений КБР, проведенная на основе расчета критериальных показателей эффективности инвестиционных проектов, показывает, что все оценочные критерии характеризуются положительными значениями: чистый дисконтированный доход составит 8,3 млрд. руб , срок окупаемости капитальных вложений - 7 лет, внутренняя норма доходности - 58,2%

Таким образом, разработка всех прогнозируемых месторождений рентабельна, и данный инвестиционный проект имеет высокую экономическую, коммерческую и бюджетную эффективность.

Основные результаты исследований по теме диссертации опубликованы в следующих работах:

1. Кебеков B.C. Техногенные изменения территории Северного Кавказа под воздействием горнодобывающего производства // Экономические и социальные проблемы современного этапа развития России. Тезисы докладов науч.-практич. межвуз. конференции. - Пятигорск. 1997 г.

2. Перспективы развития нефтедобычи в Кабардино-Балкарской Республике / В.С Кебеков, П Е. Пчелинцев, А Н. Марков - Геология нефти и газа, № 3, 1998 г.

3. Кебеков B.C. Развитие нефтяной отрасли Кабардино-Балкарии - залог успешного развития ее экономики // Горному надзору России 280 лет. Тезисы докладов науч.-практич. конференции - Нальчик. 1999 г.

4 Кебеков B.C., Пчелинцев П Е., Грабкин О.В. Создание нефтегазовой промышленности - важный рубеж на пути к экономическому подъему Кабардино-Балкарии / Экономические и социально-гуманитарные проблемы развития СевероКавказского региона в новом тысячелетии. Тезисы докладов межвуз. науч-

практич. конференции. - Пятигорск. 2000 г.

5. Кебеков В.С Перспективы освоения нефтяных ресурсов Кабардино-Балкарской республики. - Нальчик.: Полиграфсервис, 2004 г. 170 с.

6. Кебеков B.C. Эффективность комплексного освоения нефтегазовых месторождений Кабардино-Балкарии // Естественные и точные науки. Технические и прикладные науки. Тезисы докладов XXXI11 науч.-практич. конференции. -Ставрополь. 2004 г. С. 39.

7. Бигун П.В., Кебеков B.C. Перспективы и проблемы развития геологоразведочных работ на углеводородное сырье в валанжин-верхнеюрских отложениях Кабардино-Балкарской республики // Естественные и точные науки. Технические и прикладные науки. Тезисы докладов XXXIII науч.-практич. конференции - Ставрополь. 2004 г. С. 40-41.

Подписано к печати 06.09.05 г. Формат 60x84 1/16 Усл. п. л. 2. Уч.-изд. л.1,3. Бумага офсетная. Печать офсетная. Заказ № 563 Тираж 100 экз. ГОУВПО «Северо-Кавказский государственный технический университет» 355029, г. Ставрополь, пр. Кулакова, 2

Издательство ГОУВПО «Северо-Кавказский государственный технический университет» Отпечатано в типографии ГОУВПО «СевКавГТУ»

»118 006

РНБ Русский фонд

2006-4 19781

Содержание диссертации, кандидата геолого-минералогических наук, Кебеков, Владимир Сафарбиевич

ВВЕДЕНИЕ

Глава 1. ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКАЯ ИЗУЧЕННОСТЬ И ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ В АЛАНЖИН-ВЕРХНЕЮРСКИХ

ОТЛОЖЕНИЙ КАБАРДИНО-БАЛКАРСКОЙ РЕСПУБЛИКИ

1.1. История и состояние геолого-геофизической изученности

1.2. Литолого-стратиграфическая характеристика

1.3. Тектоническое строение

1.4. Гидрогеологические условия

1.5. Нефтегазоносность

Глава 2. УСЛОВИЯ ФОРМИРОВАНИЯ И ПРИРОДНЫЕ РЕЗЕРВУАРЫ

ВЕРХШЮРСКИХ И НИЖНЕМЕЛОВБ1Х ОТЛОЖЕНИЙ

2.1. Литологическая характеристика верхнеюрских и нижнемеловых отложений

2.1.1. Верхнеюрские отложения

2.1.2. Нижнемеловые отложения

2.2. Условия формирования верхнеюрских и нижнемеловых отложений

2.3. Природные резервуары верхнеюрских и нижнемеловых отложений

2.3.1. Верхнеюрские природные резервуары

2.3.2. Нижнемеловые природные резервуары

Глава 3. ОЦЕНКА ПЕРСПЕКТИВ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ В АЛАНЖИН-ВЕРХНЕЮРСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ

3.1. Характеристика нефтегазоносных комплексов и прогнозируемых ловушек УВ

3.2. Характеристика перспективных объектов

3.3. Количественная оценка перспектив нефтегазоносности

3.4. Особенности методики поисков и разведки залежей УВ, приуроченных к глубокопогруженным карбонатным отложениям

3.4.1. Сейсморазведочные работы

3.4.2. Горно-геологические условия проводки и освоения скважин

3.5. Рекомендуемый комплекс геологоразведочных работ по поискам и разведке залежей УВ в валанжин-верхнеюрских отложениях

Глава 4. ГЕОЛОГО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЭФФЕКТИВНОСТЬ ОСВОЕНИЯ РЕСУРСОВ УВ ВАЛАНЖИН-ВЕРХНЕЮРСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ

4.1. Основные технологические показатели разработки прогнозируемых месторождений

4.2. Методы оценки эффективности процесса разработки месторождений УВ

4.3. Геолого-экономическая оценка эффективности освоения запасов прогнозируемых месторождений

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Геолого-экономическая оценка перспектив нефтегазоносности валанжин-верхнеюрских отложений Кабардино-Балкарской Республики"

Программой развития нефтяной и газовой промышленности Республики предполагается комплексное освоение полезных ископаемых и, в частности, месторождений УВ, расположенных на территории Кабардино-Балкарии. Наряду с добычей нефти и газа, планируется вести глубокую переработку нефти на НПЗ с получением, в качестве конечного продукта, мазута для выработки битума, очистку природного газа от сероводорода с последующим производством элементарной гранулированной серы и получение относительно дешевой электроэнергии с использованием турбогенераторных установок.

Цель и задачи работы. Цель проведенных исследований заключается в разработке комплекса мероприятий по рациональному освоению нефтегазовых ресурсов на основе детального изучения геологического строения территории и определения перспективных комплексов и объектов для постановки поисково-разведочных работ на нефть и газ.

Для реализации поставленной цели были решены несколько взаимосвязанных задач:

- уточнены схемы распространения природных резервуаров по различным стратиграфическим подразделениям;

- проведена качественная и количественная оценка перспектив нефте-газоносности по отдельным комплексам и локальным объектам;

- определены первоочередные объекты для постановки геологоразведочных работ на нефть и газ;

- разработана комплексная программа освоения ресурсов нефти и газа валанжин-верхнеюрских отложений;

Научная новизна. В диссертационной работе:

- уточнены и научно обоснованы критерии формирования валанжин-верхнеюрских природных резервуаров и выделения нефтегазопер-спективных комплексов на территории Кабардино-Балкарской Республики;

- разработана комплексная программа геологоразведочных работ;

- впервые проведена геолого-экономическая оценка освоения ресурсов УВ на территории КБР.

Основные защищаемые положения.

1. Закономерности формирования природных резервуаров, уточненные на основе проведенного фациального анализа валанжин-верхнеюрских отложений КБР.

2. Прогнозные ресурсы УВ, оцененные по перспективным толщам валанжин-верхнеюрских отложений.

3. Комплексная программа геологоразведочных работ на нефть и газ.

4. Геолого-экономическая оценка комплексного освоения ресурсов УВ валанжин-верхнеюрских отложений на территории КБР

Фактический материал. В ходе проведенных исследований были использованы труды российских и зарубежных ученых в области организации геологоразведочного процесса и оценки нефтегазовых запасов и ресурсов УВ. Кроме того, в работе использованы фактические материалы производственных предприятий и научных институтов: ОАО «Каббалкнефтетоп-пром», ПО «Грознефть», ОАО «СевКавНИПИнефть», ПО «Грознефтегеофи-зика», ОАО "Ставропльнефтегеофизика", Лаборатории Северного Кавказа ИГиРГИ, ФГУГП "СевКавгеология" и др. (геологические, промыслово-геофизические, сейсмические и гидрогеологические материалы, результаты анализов керна, нефти, газа и воды и др.), а также собственные исследования автора выполненные в период работы в ОАО «Каббалкнефтетоппроме», направленные на обеспечения прироста добычи УВ-сырья и развитие топливно-энергетического потенциала Республики.

Апробация результатов исследований. Основные положения и выводы диссертации докладывались и обсуждались на различных совещаниях в правительстве КБР, представлялись в республиканской периодической печати, на научно-практических конференциях: «Горному надзору России 280 лет», г. Нальчик, 1997 г., «Экономические и социально-гуманитарные проблемы развития Северо-Кавказского региона», г. Пятигорск, 1997 г., 2000 г., Северо-Кавказского государственного технического университета, Ставрополь, 2004 г.

Публикации. По теме диссертации опубликовано 7 научных работ, в том числе 1 монография.

Автор благодарит д. т. н., профессора ИГиРГИ Халимова Э.М., канд. геол.-минерал. наук А.Н. Маркова, сотрудников ОАО "Каббалкнефтетоп-пром" П.Е. Пчелинцева и А.А. Жанокова за помощь в ходе выполнения работы, выражает признательность коллегам и сотрудникам кафедры геологии нефти и газа СевКавГТУ за доброжелательное отношение, научную поддержку и конструктивное обсуждение различных аспектов диссертационной работы.

Заключение Диссертация по теме "Геология, поиски и разведка горючих ископаемых", Кебеков, Владимир Сафарбиевич

Результаты исследования керна показали, что наилучшими коллектор-скими свойствами характеризуются зернистые доломиты и микрозернистые органогенные и детритово-шламовые известняки. Для них в определенных условиях характерна повышенная трешиноватость и развитие вторичных пустот выщелачивания.

Из этого следует, что основной емкостью для известняково-доломитовых пород являются вторичные пустоты выщелачивания и трещины. Коллекторы валанжинских отложений относятся к кавернозно-трещинному типу.

Следует подчеркнуть, что строение пород коллекторов валанжинского яруса очень сложное и изучение их по геологическим, - и, - в первую очередь,, по лабораторным данным, представляет большую трудность вследствие малого отбора и незначительного выноса керна. В связи с этим большое значение приобретает изучение геофизического материала.

По промыслово-геофизическим данным пласты-коллекторы представлены неоднородными кавернозно-трещинными и трещинно-кавернозными породами с низкой пористостью матрицы. Их трещинная пористость определяется и колеблется в пределах 0,4-3,2 %. Однако мощные притоки воды полученные из этой части разреза на Уваровской, Сухопадинской, Куркужин-Заюковской, Нальчикской, Аргуданской, Заманкульской и других площадях свидетельствуют о том, что фактические параметры природного резервуара валанжина значительно превышают таковые, определенные лабораторными методами на образцах керна.

Таким образом, разрез верхнеюрских и нижней части меловых отложений Кабардино-Балкарии характеризуется благоприятным, в нефтегазоносном отношении сочетанием литофациальных показателей. Это обусловлено наличием как пород-коллекторов (карбонатных, в т. ч. рифогенных) так и надежных (хемогенных) покрышек. Рифогенные образования являются также и структурообразующими формами, а межрифовые образования, обогащенные органикой - источником углеводородов (23, 60, 89, 90).

Проанализировав имеющуюся информацию о составе и взаимоотношениях карбонатной и соленосной формации, мы пришли к выводу, что рифогенные образования играли главную роль в изоляции позднеюрского бассейна Терско-Каспийского прогиба и осаждении в его пределах мощной хемо-генной толщи. Принимая во внимание эти факты и учитывая результаты сейсмофациальных исследований [12, 14], нами предложена уточненная схема фациального районирования карбонатных подсолевых отложений, с выделением зон распространения прибрежно-мелководных образований, образований бортового типа (территории возможного распространения барьерных рифов), относительно глубоководных центральных зон впадины, с подзоной возможного распространения атоллов и единичных рифов.

Среди природных резервуаров подсолевой юры наибольшего внимания заслуживают рифогенные. Высокая перспективность их обусловливается рядом факторами. В частности, они характеризуются максимальными мощностями разрезов, в составе которых преобладают вторичные доломиты. Интенсивное проявление процессов доломитизации-перекристаллизаци и последующего выщелачивания пород, способствует образованию вторичной пористости. Поскольку связь зон развития рифогенных образований с участками развития глубинных разломов длительного существования доказана, можно предположить и приуроченность участков повышенной трещиновато-сти к зонам пересечения глубинных разломов, к сводовым и присводовым частях антиклинальных структур, к зонам флексурообразных изгибов слоев. Кроме того, для всех зон развития рифов присуще минимальное содержание терригенного материала, что также является важным поисковым признаком. Кроме того, в ряду других ловушек, ловушки неантиклинального типа легче других выявляются сейсмическими методами. В настоящее время наиболее перспективными районами для поисков залежей нефти и газа в "подсолсоле-вой юре" являются Терская антиклинальная зона, Харбижинская седловина, Аргуданский выступ и Баксанская моноклиналь, где кровля рифогенных отложений залегает на глубинах, доступных бурению.

Важным поисковым объектом является также "межсолевая юра", емкостная характеристика коллектора и его фильтрационные свойства в погруженной части территории, обусловлены, в основном, наличием пустот вторичного происхождения (макро- и микротрещиноватость, кавернозность и т.д.). Тип коллектора оценивается как трещино-кавернозный или кавернозно-трещинньй.

Региональной покрышкой для "межсолевого" коллектора служит "верхняя солевая юра" представленная ангидритами с прослоями известняков, доломитов и линзовидными прослоями каменной соли. Однако, она не является единым флюидоупором, а представляет собой сложно построенное геологическое тело, содержащее в своем составе как коллекторские, так и флюидоупорные породы. Здесь выделяются в различной степени трещиноватые разности мощностью от 10 до 50 м, в разных скважинах на различных стратиграфических уровнях. Пласт-коллектор, расположенный в подошве толщи, прослеживается во многих скважинах, вскрывших эти отложения. Экранирующие свойства плотных пород верхней "солевой" толщи выше, чем у плотных пород "солевой" и "межсолевой" толщ. Кроме того, мощность плотных пластов этой толщи достигает 100 м и более.

Таким образом, и в разрезе верхней "солевой" толщи имеются трещиноватые разности, разделенные плотными породами значительной мощности, которые при благоприятных структурных условиях могут являться вместилищем для нефти и газа.

В верхней части надсолевой толщи природные резервуары приурочены к 80-ти метровой пачке проницаемых, трещиноватых, участками кавернозных и органогенно-обломочных известняков с широко развитой макро- и микротрещиноватость.

Для слоев, разделяющих участки повышенной проницаемости пород, характерно наличие тонких прослоек ангидрита, являющихся внутрирезерву-арными покрышками. Региональной покрышкой для надсолевого резервуара служат образования берриасского яруса, сложенные алевролитами и глинами, чередующимися с алевритистыми доломитам.

Для верхней части берриаса и валанжина основная доля в емкости природного резервуара приходится на вторичные пустоты выщелачивания, которые между собой соединяются микротрещинами. Покрышкой являются глинисто-алевритовые толщи нижнего готерива.

Таким образом, по сочетанию литогенетических, историко-геологических и петрофизических параметров образования верхней юры и бериасс-валанжина КБР относятся к высокоперспекивным в нефтегазоносном отношении.

3. ОЦЕНКА ПЕРСПЕКТИВ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ВАЛАНЖИН-ВЕРХНЕЮРСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ

3.1. Характеристика нефтегазоносных комплексов и прогнозируемых ловушек УВ

В валанжин-верхнеюрских отложениях перспективные на нефть и газ объекты выделяются в карбонатных отложениях валанжин-берриаса, над-, меж- и подсолевых отложениях верхней юры.

Валанжин-берриасский карбонатный комплекс является наиболее перспективным по нижнемеловым отложениям, в основном, это доломито-известняковая и известняковая толщи, где продуктивными являются II и IV пачки валанжина. Вторая пачка является регионально нефтеносной в пределах всего Терско-Каспийского прогиба. Коллекторские пласты представлены кавернозно-трещиноватыми известняками, которые перекрыты пачкой ан-гидрито-доломитовых пород, являющихся покрышкой для залежей нефти.

В верхнеюрских надсолевых отложениях коллекторские разности приурочены, преимущественно, к кровельной части и представлены пластами известняков, залегающих в толще ангидрито-доломитовых непроницаемых пород.

В межсолевом комплексе перспективы нефтегазоносности связываются с трещинно-кавернозными известняками, залегающими между верхними и нижними соленосными отложениями титона. Коллекторские пласты залегают в кровле и подошве межсолевой известняковой пачки и сложены органогенными, кавернозными, трещиноватыми известнякам. В этих отложениях предполагается наличие и рифогенных образований.

Верхнеюрские подсолевые объекты, с одной стороны, могут оцениваться как наиболее перспективными. Они связаны с породами, представленными губково-водорослевыми известняками и рифогенными постройками оксфорд-келловейского возраста, которые характеризуются высокими коллекторскими свойствами. Эти коллекторы находятся под мощной региональной соленосной покрышкой, способной удерживать крупные залежи УВ. Однако отложения практически не изучены бурением (на территории КБР они вскрыты на только на Чегемской площади). По результатам сейсморазведоч-ных работ даже наиболее подготовленные объекты можно отнести только к категории выявленных, существенная часть которых залегает на значительных глубинах — 6 км и более.

Таким образом, прогнозируемые залежи в валанжин-верхнеюрских отложениях связаны с карбонатными коллекторами, которые, как и в других регионах, характеризуются резкой вертикальной и латеральной неоднородностью. Зональное распространение высокопроницаемых разностей в существенной степени усложняет строение ловушек УВ всех прогнозируемых типов.

В валанжинских и верхнеюрских надсолевых отложениях прогнозируются, по классификации Б.А. Соколова [16], преимущественно, тектонически и литологически ограниченные, а также сводовые ненарушенные ловушки УВ, содержащие пластовые и массивные залежи и связанные с коллекторами трещинного и порово-трещинного типа. В межсолевых отложениях, наряду с указанными выше, можно предполагать наличие рифогенных ловушек УВ с трещинными и кавернозно-трещинными коллекторами. Последний тип ловушек УВ должен доминировать в отложениях подсолевых верхнеюрских отложениях, где прогнозируется наиболее широкое распространение рифо-генной формации [46].

Зона сочленения северной моноклинали Большого Кавказа с Баксан-ской моноклиналью и Аргуданским выступом характеризуется сложным геологическим строением, обусловленным широким распространением разрывных нарушений и разломных зон, расчленяющих воздымающуюся к западу моноклиналь на серию тектонических блоков. Это создает благоприятные условия для формирования моноклинальных тектонически и/или литологически экранированных ловушек УВ. В подсолевых (и межсолевых) отложениях, представленных известняками с органогенно-обломочными разностями можно прогнозировать биогермные ловушки УВ. Широкое распространение ловушек антиклинального типа здесь маловероятно из-за достаточно крутого регионального наклона пород в пределах большей части моноклинали. Но в отдельных районах, например, на Аргуданском выступе, выявление средне-и малоамплитудных ловушек УВ данного типа (сводовых тектонически ограниченных) вполне вероятно.

В пределах Терской и Сунженской антиклинальных зон и Харбижин-ской седловины геолого-геофизическими исследованиями в валанжин-верхнеюрских (над- и межсолевых) отложениях выявлены пластовые и массивные залежи нефти, приуроченные к крупным антиклиналям, крылья которых, как правило осложнены разрывными нарушениями. Плотность сейсмических наблюдений здесь такова, что прогнозировать выявление подобных объектов не представляется возможным. В этом районе можно предполагать наличие, преимущественно, небольших антиклинальных ловушек УВ, связанных с малоамплитудными складками, моноклинальных тектонически и литологически ограниченных залежей, приуроченных к крыльям структур, а также объектов в прогнозируемых поднадвиговых зонах. В под солевых отложениях в пределах ареала рифогенных известняков можно предполагать, выявление достаточно крупных нефтяных, нефтегазоконденсатных и, вероятно, газоконденсатных залежей.

Особый генетический тип ловушек УВ выявлен по результатам палео-структурных реконструкций валанжин-берриасских отложений, выполненных в пределах Советско-Курской антиклинальной зоны [85]. Этими исследованиями было установлено, что залежи нефти здесь связаны со сложнопо-строенными ловушками У В, которые контролируются позднемиоценовыми палеоподнятиями и зонально-дискретным распространением трещинных коллекторов. Ареал данного типа ловушек по имеющимся данным установить достаточно сложно, но можно предположить, что подобные могут быть распространены в пределах Предтерского прогиба, восточной части Баксан-ской моноклинали и, возможно, Кабардинской впадине.

Геолого-геофизическая изученность восточной (погруженной) части Баксанской моноклинали, примыкающих к ней Кабардинской впадины и Предтерского прогиба (за исключением северной части) соответствует региональной стадии геологоразведочных работ на нефть и газ. Поэтому выполнить более или менее обоснованный прогноз типов ловушек УВ на данной территории не представляется возможным. Однако по аналогии с близлежащими депрессиями, характеризующимися более высокой степенью изученности (Чеченская, Осетинская, Восточно-Ставропольская впадины и др.), можно предположить, что тектоническое строение этой части территории КБР сложнее, чем представляется по имеющимся данным, и здесь возможно наличие погребенных антиклинальных поднятий и блоков в мезозойских отложениях [48, 17].

3. 2. Характеристика перспективных объектов

Прогнозные и перспективные локализованные ресурсы УВ на территории КБР приурочены к Харбижинскому, Ахловскому и Арак-Далатарекскому месторождениям (по невскрытым пластам), а также к выявленным, в результате проведенных в 80-90 гг. прошлого столетия сейсморазведочных работ, перспективным объектам, характеризующимся различной степенью подготовленности к проведению поискового бурения.

На Арак-Далатарекской площади нефтяные залежи, наряду с открытой в валанжин-берриасе, прогнозируются в над-, меж- и подсолевых верхнеюрских отложениях.

По кровле верхней юры здесь выявлена антиклинальная складка размерами 22*4,5 км и амплитудой - около 300 м. Структурные планы по выше-(валанжин-берриасским) и нижележащим отложениям (меж- и подсолевая юра) в общих чертах характеризуются унаследованностью (рис. 13, 14).

Рисунок 13 - Площадь Арак-Далатарекская. А)Структурная карта по кровле верхней юры; Б) Структурная карта по кровле межсолевой толщи верхней юры

-5000 -I

-5500

-6000

-6500

-7000

Рисунок 14 - Площадь Арак-Далатарекская. А) Геологический профильный разрез по линии 1 -I; Б) Фрагмент временного сейсмического разреза по профилю 028804

Условные обозначения к рисункам 13-24

-1400

5050 ^-6100 }

-6600

I i с. А X тш

Разрывные нарушения

Изогипсы по кровле отражающего горизонта 2К, (v), отождествляемого с кровлей нижней соленосной пачки верхней юры

Изогипсы по кровле верхней юры; Изогипсы по кровле отражающего горизонта J3, отождествляемого с кровлей нижней соленосной пачки верхней юры

Изогипсы по кровле межсолевой толщи верхней юры

Изогипсы по кровле отражающего горизонта 1J3, отождествляемого с подошвой нижней соленосной пачки верхней юры

Сейсмические профили Линия геологического профиля

Проектные скважины

Контуры объектов в подсолевых отложениях

Стратиграфические несогласия

Известняки

Глинистые известняки Доломиты

Ангидриты, галиты с редкими прослоями доломитов

Органогенно-обломочные известняки

Прогнозируемые залежи Выявленные залежи

Надсолевые отложения вскрыты на площади скважиной 19. При их испытании (интервал 5300-5400 м) получена разгазированная вода с пленками нефти. Есть основания, что объект был недоиспытан, т.к. здесь не в полном объеме были проведены мероприятия по интенсификации притока пластового флюида. Поэтому отрицательные результаты испытания, полученные по скважине 19, не могут являться доказательством отсутствия залежи на Арак-Далатарекском поднятии. Нами в надсолевых отложениях прогнозируется пластовая нефтяная залежь размерами 9*2,5 км, высотой около 80 м и ВНК на отметке (минус 5100 м). Площадь нефтеносности - 20,8 км .

В межсолевых отложениях размеры залежи составляют 15*3 км по замыкающей изогипсе минус 5700 м, высота залежи - 250 м, площадь нефтеносности - 42 км (рис. 13).

В подсолевых отложениях по данным сейсморазведки прогнозируется рифогенный объект, размеры которого - 9*3,8 км (рис. 13, 14). Контур ВНК предполагается на отметке минус 6600-6700 м. Высота рифового тела - 300О

350 м. Площадь нефтеносности 35,1 км".

Оценка перспективных ресурсов нефти и растворенного газа (категория Сз) проводилась по всем объектам объемным методом по формулам:

О . = S * h м. * К *К *п *К

Чснефти геол. ^ 11зф. lvri ,хн Ftr lvricp.,

Qнeфти извл. Qнeфти геол. * КИЗШ1,

Qma извл. Qнeфти извл. ^ G, где:

С>неф™ геол., Онефти извл., Qnua извл. - ресурсы нефти и газа геологические и извлекаемые, тыс. т и тыс. м3;

S -площадь поля нефтеносности, тыс. м ;

Ьэф. -средняя эффективная нефтенасыщенная толщина по залежи, м;

Кп -коэффициент открытой пористости, доли единицы;

Кн - коэффициент нефтенасыщенности, доли единицы; рн -плотность нефти в стандартных условиях, т/м ;

Кпер — коэффициент пересчетный;

Кизвл. - коэффициент нефтеизвлечения, доли единицы; о

G -газовый фактор, м /т.

Перевод ресурсов газа в условное топливо (у.т.) производился из расчета, что 1000 м3 газа соответствует 1 т нефти.

Для надсолевого объекта подсчетные параметры приняты по аналогии с надсолевой юрской залежью ближайшего Харбижинского месторождения:

Кп = 0,0042; Кн= 0,85; р„ = 0,819 т/м3; Кпер = 0,374; Кпизвл. = 0,5; G = 640 м3/т.

Эффективная нефтенасыщенная толщина предполагаемого объекта принята по аналогии со скважиной 19 Арак-Далатарек, где по данным ТИС она составляет 60% от общей толщины надсолевого объекта и равна 21 м (35*0,6).

При принятых параметрах суммарные ресурсы УВ по объекту составят 628,9/390,6 тыс. т у.т. (табл.1).

В межсолевом объекте предполагается наличие двух проницаемых пластов, как это имеет место на Чегемской и других площадях, где межсолевая пачка известняков пройдена полностью скважинами. Суммарная эффективная толщина этих пластов составляет 30% от общей (около 300 м) и равна 75

6 2 м. Площадь нефтеносности S= 42*10 м . Остальные параметры принимаются по аналогии с надсолевой залежью Харбижинского месторождения, так как в межсолевых известняках разведанных залежей нет. Отрывочные данные по открытой вторичной пористости и плотностям нефти из межсолевой известняковой толщи имеются по Чегемской, Гунделеновской, Марьинской и Лысогорской площадям. Значения этих параметров несколько выше, чем для надсолевой залежи Харбижинского месторождения. Поэтому выбранный аналог (надсолевая залежь Харбижинского месторождения) правомерен, и оценка ресурсов межсолевого объекта не будет завышенной.

Перспективные ресурсы по категории С3, с учетом принятых подсчет-ных параметров, ресурсы УВ по залежи оцениваются в 4548,9/2825,9 тыс. т у.т.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Проведенные исследования позволили в существенной степени уточнить качественные и количественные показатели перспектив нефтегазонос-ности валанжин-верхнеюрских отложений КБР, разработать программу поисков, разведки и освоения ресурсов нефти и газа и дать оценку экономической эффективности реализации этой программы. Основные выводы, полученные в результате выполнения данной работы, сводятся к следующему.

1. Валанжин-верхнеюрские отложения на территории КБР характеризуются низкой степенью геолого-геофизической изученности. Однако установленная нефгегазоносность комплексов позволяет высоко оценить перспективы открытия новых месторождений нефти и газа.

3. Проведенный анализ вещественного состава и взаимоотношений карбонатной и соленосной формаций позволил сделать заключение о главенствующей роли рифогенных образований в изоляции позднеюрского бассейна Терско-Каспийского прогиба и осаждении в его пределах мощной хе-могенной толщи, а также в существенной степени уточнить схему фациаль-ного районирования карбонатных подсолевых отложений, с выделением ареалов прибрежно-мелководных образований, барьерных рифов и относительно глубоководных зон, с подзоной распространения атоллов и единичных рифов.

4. Среди природных резервуаров наибольшие перспективы нефтегазо-носности связываются с верхнеюрскими подсолевыми отложениями, где прогнозируются рифогенные массивы большой мощности с высокими вторичными емкостно-фильтрационными свойствами.

5. В расположенных выше по разрезу природных резервуарах поисковый интерес представляют верхнеюрские меж- и наддсолевые комплексы, а также отложения берриае-валанжина. В межсолевом комплексе перспективы нефтегазоносности связываются с трещинно-кавернозными известняками, залегающими между верхними и нижними соленосными отложениями титона. В верхнеюрских надсолевых отложениях коллекторские разности приурочены, преимущественно, к кровельной части. В берриасс-валанжинском карбонатном комплексе перспективными являются II и IV доломито-известняковая и известняковая толщи. Емкостно-фильтрационные свойства коллекторов обусловлены, в основном, наличием пустот вторичного происхождения (макро- и микротрещиноватость, кавернозность и т.д.). Тип коллектора оценивается как трещино-кавернозный или кавернозно-трещинньй.

6. Большая часть прогнозируемых ловушек УВ относится к комбинированным, что обусловлено сложными литолого-фациальными и структурно-тектоническими условиями их формирования. В ловушках прогнозируются, преимущественно, нефтяные и нефтегазоконденсатные массивные и пластовые залежи.

7. На основе выполненного автором комплексного анализа геолого-геофизических материалов были уточнены геологическое строение и перспективы нефтегазоносности выявленных ранее и новых перспективных на нефть и газ зон и объектов в валанжин-верхнеюрских отложениях, что позволило впервые выполнить дифференцированную по продуктивным толщам количественную оценку ресурсов УВ. При этом, для оценки ресурсов УВ верхнеюрских подсолевых отложений были использованы результаты проведенных исследований и новые подходы к определению подсчетных параметров. Суммарные начальные геологические ресурсы УВ валанжинверхнеюрских отложений оцениваются в 240 млн. т у.т., из которых более половины (55 %) приурочено к подсолевым верхнеюрским отложениям. В структуре начальных ресурсов доля прогнозных составляет более 90 %, что свидетельствует о низкой степени разведанности недр и высоком нефтегазовом потенциале территории.

8. На основе результатов проведенных исследований разработана комплексная программа геологоразведочных работ по освоению ресурсов УВ ва-ланжин-верхнеюрских отложений КБР, в которой обоснованы виды и объемы проектируемых работ. Рекомендуемые сроки реализации первой части программы составляют 20 лет, начиная с проведения сейсморазведки, что позволит обеспечить прирост извлекаемых запасов нефти в объеме около 25 о , млн. тонн и газа - более 15 млрд. м . Ожидаемая геологическая эффективность составит около 140 т у.т./м и 750 тыс. т у.т./скв. В дальнейшем (20-30 гг.) для поддержания достигнутых уровней добычи необходимо обеспечить среднегодовой прирост запасов в объеме 2 млн. т у.т. за счет ввода в поисково-разведочное бурение новых площадей.

9. Освоение запасов нефти и газа 10 первоочередных площадей предполагается осуществить за 33 года. Срок эксплуатации месторождений составит 15-28 лет, при максимальном фонде добывающих скважин равном 70. Накопленная добыча за 33 года освоения прогнозируется в объеме около 30 млн. т нефти и 20 млрд. м газа, при поддержании годовой добычи нефти на уровне 1-1,5 млн. тонн в течение не менее 15-ти лет.

10. Оценка экономической эффективности освоения ресурсов нефти и газа валанжин-верхнеюрских отложений КБР, проведенная на основе расчета критериальных показателей эффективности инвестиционных проектов, показывает, что все оценочные критерии характеризуются положительными значениями: чистый дисконтированный доход составит 8,3 млрд. руб., срок окупаемости капитальных вложений - 7 лет, внутренняя норма доходности -58,2%.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата геолого-минералогических наук, Кебеков, Владимир Сафарбиевич, Ставрополь

1. Адамия Ш.А., Кипиани Я.Р., Чичуа Г.К. Проблема происхождения складчатости Большого Кавказа // Геология и полезные ископаемые Большого Кавказа. М.: Наука, 1987. С. 55-61.

2. Байков А.А., Седлецкий В.И., Семенов Г.А. Верхнеюрские эвапоритовые образования и блоковая тектоника на Северном Кавказе. //Литология и полез, ископаемые. 1987. № 2. С. 95-112.

3. Байрак И.К. Нефтегазоносность мезозоя краевых прогибов Предкавказья. М.: Наука, 1982. 82 с.

4. Бойко Н.И., Седлецкий Н.И. Особенности формирования и распространения рифогенных построек на шельфе //Осадочные бассейны и их нефтегазоносность. IV Всесоюзный семинар. МГУ, 27-29 апреля 1981. Тезисы докладов. М.: 1981. С. 157-158.

5. Бурштар М.С., Арбатов А.А., Чернобров Б.С. Связь верхнеюрских рифовых массивов Кавказа с зонами разломов // Геотектоника. 1967. № 4. С. 49-59.

6. Бурштар М.С., Машков И.В. Условия формирования и закономерности размещения залежей нефти и газа. М.: Гостоптехиздат, 1963.

7. Вассоевич Н.Б. Условия образования нефти в Терско-Дагестанской области. М.: Гостоптехиздат, 1955.

8. Вассоевич Н.Б., Неручев С.Г. Основные стадии развития нефтематеринских свит и их диагностика // Нефтематеринские свиты и принципы их диагностики. М., 1979. С. 15-30.

9. Ю.Вишневский Л.Е., Панина Л.В. Палеотектонические аспекты формирования верхнеюрских карбонатных и эвапоритовых толщ Терско-Каспийского прогиба // Геология и полезные ископаемые Большого Кавказа. М.: Наука, 1987. С. 175-190.

10. Вознесенский А.И. Мезозойское карбонатонакопление в центральной части северной периферии Тетиса // Формации осадочных бассейнов. М.: Изд-во МГУ, 1985. С. 18.

11. Временное положение об этапах и стадиях геологоразведочных работ на нефть и газ. МИР РФ. - 2001. - 17 с.

12. Геология и геохимия нефти и газа: Учебник / O.K. Баженова, Ю.К. Бурлин, Б.А. Соколов, В.Е. Хаин; Под ред. Б.А. Соколова. М.: Изд-во МГУ, 2000. — 384 с.

13. Геология и нефтегазоносность Предкавказья / Орел В.Е., Распопов Ю.В., Скрипкин А.П. и др. М.: ГЕОС, 2001. - 299 с.

14. Гидрогеохимические особенности и газоносность глубокопогруженных горизонтов Восточно-Кубанской впадины / В.П. Ильченко, Б.П. Акулинчев, П.В. Бигун, А.А. Темиров. Геология нефти и газа, 1986, № 2. С. 54-57.

15. Деревягин B.C., Седлецкий В.И. Верхнеюрские соленосные отложения Предкавказья // Литология и полезные ископаемые. 1977. № 4. С. 121-131.

16. Дотдуев С.И. Мезозойско-кайнозойская геодинамика Большого Кавказа // Геодинамика Кавказа. М.: Наука, 1989. С. 82-91.21.3адорожная Н.М. Ископаемые органогенные постройки особая категория геологических тел // Советская геология. 1986. № 5. С. 49-58.193 '

17. Ильин В.Э., Фортунатова Н.К. Методы прогнозирования и поисков нефтегазоносных рифовых комплексов. М.: Недра. 1988. 201 с.

18. История геологического развития и формирования структуры центральной части Терско-Каспийского передового прогиба / Н.В. Короновский, А.В. Кожевников, Д.И. Панов и др. // Геология и полезные ископаемые Большого Кавказа. М.: Наука, 1987. С. 147-174.

19. К литолого-стратиграфической характеристике и оценке коллекторских свойств карбонатных пород верхней юры Терско-Сунженской нефтегазоносной области / Б.К. Лотиев, Ю.А.Мосякин, О.П.Булгакова и др. // Известия вузов. Нефть и газ. 1987. № 7. С. 3-7.

20. Казьмин В.Г., Книппер A.JI. Аккреционная тектоника Кавказа // Тектонические процессы. М.: Наука, 1989. С. 75-89.

21. Коновалов В.И., Кононов Н.И., Станулис В.А., Хлуднев В.Ф. Новые представления о геологическом строении и перспективах нефтегазоносности Черногорской тектонической зоны ЧИАССР // Геология нефти и газа. 1986. С. 30-35.

22. Коновалов В.И., Талалаев В.Д., Кононов Н.И. О направлениях поисково-разведочных работ в западной части Терско-Каспийского краевого прогиба в свете новых геологических данных // Сб. науч. тр. / СевКавНИПИнефть. 1988. Вып. 49. С. 8-12.

23. Кононов Н.И., Пчелинцев П.Е., Талалаев В.Д., Шалаев JI.H. Результаты геологоразведочных работ в Восточном Предкавказье в 1986-1990 гг. и перспективы поисков новых залежей нефти и газа // Сб. науч. тр. / СевКавНИПИнефть. 1992. Вып. 57. С. 3-11.

24. Коротков Б.С., Истратов И.В. К вопросу освоения глубокозалегающих перспективных горизонтов на нефть и газ / Сб. докл. СПб.: ВНИГРИ, 1999. С. 2730.

25. Косарев B.C. О расчленении и корреляции верхнеюрской галогенной формации на погруженных площадях Юго-Восточного Предкавказья в связи с ее промышленной нефтегазоносностью. // Геологические аспекты поисков нефти и газа. М.: ИГиРГИ, 1984. С. 75- 85.

26. Крисюк И.М., Стерленко З.В., Дагаев Л.А. Вопросы литогенеза верхнеюрских толщ Терско-Каспийского прогиба. // Формации осадочных бассейнов. V Всесоюзный семинар, 4- 6 февраля 1985, Тезисы докладов. Т. III. М.: Изд-во МГУ, 1985. С. 344-345.

27. Кузнецов В.Г. Геология рифов и их нефтегазоносность. М.: Недра. 1978. 304 с.

28. Кузнецов В.Г. Природные резервуары нефти и газа карбонатных отложений. М.: Недра, 1992.

29. Леонов Ю.Г., Гущенко О.И., Копп М.Л., Расцветаев JI.M. Взаимосвязь позднекайнозойских напряжений и деформаций в Кавказском секторе Альпийского пояса и его северном платформенном обрамлении // Геотектоника, 2001, № 1. -С.36-59.

30. Логинова ГЛ. Регионально-стратиграфическая схема верхнеюрских отложений Северного Кавказа. Вестник МГУ, 1974.

31. Лозгачева Е.Ф. О классификации карбонатных пород верхнеюрских отложений Северной Осетии и Кабардино-Балкарии / Геология и нефтегазоносность СевероВосточного Кавказа, Орджоникидзе, 1969.

32. Лозгачева Е.Ф. О постседиментационных процессах в верхнеюрских отложениях Северо-Восточного Кавказа и их влиянии на пористость пород / Геология и нефтегазоносность Северо-Восточного Кавказа. Тр. СевКавНИПИнефть. Грозный. 1972.

33. Ломизе М.Г. Региональные и глобальные события в развитии Кавказской геосинклинали // Геология и полезные ископаемые Большого Кавказа. М.: Наука, 1987. С. 21-34.

34. Ломизе М.Г., Панов Д.И. Амагматическая начальная фаза субдукции на Крымско-Кавказской окраине Тетиса // Геотектоника, 2001, № 4.С. 78-92.

35. Лотиев Б.К., Истратов И.В. Ловушки нефти и газа Восточного Предкавказья (Генезис, морфология, стратиграфическая приуроченность) / Сб. науч. тр. Вып. 4. Грозный: Чечено-Ингуш. Кн. Изд., 1987. С. 24-27.

36. Лотиев Б.К., Стерленко Ю.А., Истратов И.В. Геология и нефтегазоносность Северного Кавказа. Грозный, ГНИ, 1990. Рук. Деп. ВВИНИТИ 24. 10. 90 г. № 5487-В90. 213 с.

37. Лысенков П.П., Пчелинцев П.Е., Кононов Н.И. Геологическая структура ресурсов нефти и их сравнительная геолого-экономическая оценка // Сб. науч. тр. / СевКавНИПИнефть. 1990. Вып. 53. - С. 5-10.

38. Марков А.Н., Самойлович В.А. Литофациальные предпосылки нефтегазоносности юрского карбонатного комплекса в Терско-Каспийском прогибе // Нефтегазоносность мезозойских отложений Кавказа: Тр. ИГДаг. ФАН СССР. Махачкала, 1986. - С. 168-176.

39. Масляев Г.А. Платформенные и орогенные формации осадочного чехла Предкавказья и их палеоструктура // Геотектоника. 1980. № 5. С. 59-68.

40. Мезозойско-кайнозойские комплексы Предкавказья (строение и корреляция) (Е.А. Гофман, И.Э. Сорокина, В.Л. Егоян и др.). М.: Наука, 1988. - 94 с.

41. Меркулов А.В., Енгибаров В.Н. Коллекторские свойства валанжинских и верхнеюрских отложений месторождений ЧИАССР // Сб. науч. тр. / СевКавНИПИнефть. 1988. Вып. 49. - С. 65-68.

42. Меркулов А.В., Енгибаров В.Н. Особенности геологического строения и коллекторские свойства валанжинских и верхнеюрских отложений месторождения Харбижин // Сб. науч. тр. / СевКавНИПИнефть. 1990. Вып. 53. -С. 106-110.

43. Методические указания по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений (Часть 1. Геологические модели). М.: ОАО "ВНИИОЭНГ". - 2003. 164 с.

44. Методические указания по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений (Часть 2. Фильтрационные модели). М.: ОАО "ВНИИОЭНГ". - 2003. 183 с.

45. Назаревич Б.П. Эволюционный ряд мезозойских карбонатных формаций молодых плит юга СССР // Формации осадочных бассейнов. V Всесоюзный семинар, 4-6 февраля 1985. Тезисы докладов. Т. I. М.: Изд-во МГУ. 1985. С.79-80.

46. Нефтегазообразование и нефтегазонакопление в Восточном Предкавказье / Б.А. Соколов, Ю.И. Корчагина, Д.А. Мирзоев и др. М.: Наука, 1990. 206 с.

47. Панов Д.И. Структурно-фациальное районирование Большого Кавказа на раннеальпийской стадии его развития (ранняя и средняя юра) // Бюл. МОИП. Отд. геол., 1988, Т. 63, № 1. С. 13-24.

48. Панченко А.С. Раздельное прогнозирование залежей газа и нефти. М.: Недра, 1985. 200 с.

49. Петренко П.А., Копылов Н.Т. Особенности строения поверхности юрских отложений Восточного Предкавказья в связи с их нефтеносностью // Сб. науч. тр. / СевКавНИПИнефть. 1992. Вып. 57. С. 11-14.

50. Попков В.И. Складчато-надвиговые дислокации (Закаспий, Предкавказье, Азово-Черноморский регион). М.: Научный мир, 2001. —136 с.

51. Пчелинцев П.Е., Лысенков П.П. Перспективы поисково-разведочных работ на мезозойские отложения Чечено-Ингушетии в свете геолого-экономической оценки ресурсов нефти // Сб. науч. тр. / СевКавНИПИнефть. 1988. Вып. 49. С. 3-5.

52. Пчелинцев П.Е., Меркулов А.В. Некоторые закономерности в изменении физико-химических свойств мезозойских нефтей Терско-Сунженской нефтегазоносной области // Сб. науч. тр. / СевКавНИПИнефть. 1992. Вып. 57. С. 60-68.

53. Разломная тектоника как главный фактор геоструктурной и газонефтегеологической зональности Северного Кавказа / Б.К. Лотиев, Ю.А. Стерленко, Р.А. Саламов, И.В. Истратов //Известия вузов. Нефть и газ. 1981. № 5. С. 10-15.

54. Резников А.Н. Хронобаротермические условия размещения углеводородных скоплений // Советская геология, 1982. № 6. С. 17-30.

55. Ростовцев К.О. и др. Юра Кавказа. С.-Пб: Наука, 1992. - 182 с.

56. Сахаров А.С. Литофации и коллекторы оксфорда Терско-Каспийского краевого прогиба. // Геология и нефтегазоносность Восточного Предкавказья. Тр. СевКавНИПИнефть. Вып. 57. Грозный, 1992, С. 14-21.

57. Сахаров А.С., Лозгачева Е.Ф. Литология и мощности верхнеюрской карбонатной формации Северо-Восточного Кавказа // Сб. науч. тр. / СевКавНИПИнефть. — 1988. Вып. 49. С. 12-17.

58. Сахаров А.С., Рыбкина Г.А. Предполагаемый литолого-стратиграфический разрез верхнеюрских отложений Дигорской параметрической скважины в связи с поисками залежей нефти в "подсолевой юре" // Сб. науч. тр. / СевКавНИПИнефть. 1992. Вып. 57. С. 76-79.

59. Смольянинова К.И. Литолого-петрографические особенности и условия осадконакопления валанжинских отложений на территории Чечено-Ингушетии. Сб. науч. тр. / СевКавНИПИнефть. 1982.

60. Станулис В.А. Литология условия^залегания и перспективы нефгегазоносности юрских отложений Кабардино-Балкарии. Геология нефти, 1963.

61. Станулис В.А., Хлуднев В.Ф. Перспективы нефтегазоносности мезозойских отложений и дальнейшие направления поисково-разведочных работ в Терско-Сунженском нефтегазоносном районе. Сборник Нефгегазоносность мезозойских отложений Кавказа. 1986.

62. Степанов А.Н. Современные принципы геохимической классификации и прогноз фазово-генетических типов углеводородных скоплений // Сб. науч. тр. / СевКавНИПИнефть. 1988. Вып. 49. - 35 с.

63. Степанов А.Н., Леньков Л.П., Чичуа Б.К. Катагенез и состав углеводородов Северо-Восточного Кавказа // Сб. науч. тр. / СевКавНИПИнефть. 1990. Вып. 53. С. 58-68.

64. Стерленко Ю.А., Лотиев Б.К., Истратов И.В. Глубинные разломы Северного Кавказа и их роль в формировании и размещении залежей углеводородов // Известия СКНЦ ВШ. Сер. Естеств. Науки. 1987. № 2. С. 102-106.

65. Структурно-формационный анализ сейсмических данных / И.А. Мушин и др. -М.: Недра. 1990.-299 с.

66. Тектоника и нефтегазоносность Северного Кавказа / А.И. Летавин, В.Е. Орел, С.М. Чернышев и др. М.: Наука, 1987. - 95 с.

67. Хаин В.Е. Сопоставление фиксистских и мобилистских моделей тектоники развития Большого Кавказа // Геотектоника. 1982. № 4. С. 3-13.

68. Ханин В.А., Конышева Р.А. Влияние вторичных преобразований на коллекторские свойства пород-коллекторов мезозоя в глубокопогруженных зонах Предкавказья // Геология и нефтегазоносность мезозоя Предкавказья. М.: 1978. С. 35-39.

69. Шевченко Т.В., Агулов А.Г., Байдов Ф.К., Воскресенский И.А. Юрские подсолевые формации Северо-Западного Предкавказья // Формации осадочных бассейнов. V Всесоюзный семинар, 4-6 февраля 1985. Тезисы докладов. T.I. М.: Изд.-во МГУ, 1985. С. 132-133.

70. Юдин Г.Т., Ченышев С.М. Анализ влияния основных геологических факторов на размещение зон нефтегазонакопления (на примере нижнемеловых отложений Предкавказья) // Геология и нефтегазоносность Предкавказья. М.: Наука, 1978. С.

71. Fricke D. Zur definition eines Riffs. Zeitschrifit fur angewandte Geologie. Berlin. Bd. 24 (1978) Heft 11 s. 486-471.

72. Noel P. James. Carbonate depositional environments. Modem and Ancient. Part 1 Reefs. Zonation, Depositional Facies, and Diagenesis. //Colorado School of mines Quarterly. Vol. 80, July 1985, no3. 70 s.

Информация о работе

Кебеков, Владимир Сафарбиевич
кандидата геолого-минералогических наук
Ставрополь, 2005
ВАК 25.00.12

Диссертация

Геолого-экономическая оценка перспектив нефтегазоносности валанжин-верхнеюрских отложений Кабардино-Балкарской Республики - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Геолого-экономическая оценка перспектив нефтегазоносности валанжин-верхнеюрских отложений Кабардино-Балкарской Республики - тема автореферата по наукам о земле, скачайте бесплатно автореферат диссертации

Похожие работы