Содержание к диссертации
Введение
Глава 1 Краткая характеристика геологического строения 9
1.1 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза 9
1.2 Тектоническое строение 23
Глава 2 Характеристика нефтегазоносных комплексов и углеводородной ресурсной базы
2.1 Нефтегазоносные этажи и комплексы 37
2.2 Характеристика нефтей, конденсатов, газов 47
2.3 Состояние запасов и ресурсов УВ 54
Глава 3 Анализ результатов поисково-разведочных работ и динамики изменения запасов и ресурсов нефти и газа
3.1 Краткая характеристика основных направлений поисково-разведочных работ и состояния разработки месторождений нефти и газа
3.2 Анализ динамики основных показателей поисково-разведочных работ и разработки нефтяных залежей
Глава 4 Обоснование и уточнение направлений дальнейших геологоразведочных работ на нефть и газ
Глава 5 Обоснование прогнозируемых показателей геологоразведочных работ на нефть и газ на период 2009-2019 г.г.
Глава 6 Рекомендации по ведению поисково-разведочных и эксплуатационных работ
Заключение 120
Список использованной литературы 124
- Литолого-стратиграфическая характеристика разреза
- Нефтегазоносные этажи и комплексы
- Краткая характеристика основных направлений поисково-разведочных работ и состояния разработки месторождений нефти и газа
Введение к работе
Нефтяная промышленность Чеченской Республики зарождалась на промыслах Грозного почти полтора века назад. До середины прошлого века высокопродуктивные нефтяные залежи, приуроченные к неглубокозалегающим кайнозойским отложениям Терско-Сунженской зоны, являлись одним из основных источников нефти в России. В дальнейшем были предприняты нефтегазопоисковые работы на более глубокие горизонты, которые увенчались открытием нефтяных залежей в меловых отложениях. Это позволило увеличить объём нефтедобычи до 20 млн. тонн в год в начале 70-х годов прошлого столетия. В последующем добыча нефти резко стала снижаться и в начале 90-х годов составляла 3 млн. тонн в год.
Военно-политические события, начавшиеся в 1994 году на территории Чеченской Республики, оказались катастрофическими для нефтяной промышленности. Были разрушены объекты добычи, транспорта и переработки нефти. Полностью прекращены геологоразведочные работы, контроль и регулирование разработки нефтяных месторождений. Только документированные потери нефти из-за несанкционированных отборов со скважин и трубопроводов, а также в результате открытого фонтанирования скважин в период 1996-2005 гг. составили порядка 8-10 млн. тонн. Годовая добыча нефти в 2000 году упала до 80 тыс. тонн. За эти годы не было подготовлено ни одного нового поискового объекта, не было приращено ни одной тонны промышленных запасов нефти.
Уменьшение разведанных запасов нефти, вызванное отсутствием прироста запасов промышленных категорий и интенсивной (нерегулируемой) эксплуатацией залежей, критическое снижение обеспеченности добычи нефти поставили нефтедобывающую отрасль Чеченской Республики на грань катастрофы. Поэтому не вызывает сомнений актуальность предпринятых исследований, включающих в себя детальный анализ развития поисково-разведочных и эксплуатационных работ за последние десятилетия с целью выработки конкретных практических рекомендаций по возобновлению геологоразведочных работ с обоснованием объемов и объектов поисково-разведочного бурения, геофизических исследований, темпов добычи и прироста запасов углеводородов. Реализация разработанных рекомендаций должна способствовать стабилизации нефтедобычи на территории Чеченской Республики на уровне полутора миллиона тонн в год и постепенному увеличению величины остаточных разведанных запасов и обеспеченности добычи углеводородного сырья.
Исходя из указанных соображений, определилась цель настоящего исследования, заключающаяся в анализе поисково-разведочных работ и разработки месторождений нефти и газа на территории Чеченской Республики для уточнения направлений и объемов дальнейших геологоразведочных работ, обоснования оптимальных уровней добычи и прироста запасов углеводородного сырья.
Достижение поставленной цели предусматривалось путем решения следующих задач: систематизации и обобщения накопленных геолого-геофизических и промысловых данных, характеризующих геологическое строение и нефтегазоносность исследуемой территории; анализа изменения основных параметров геологоразведочных работ и разработки месторождений нефти и газа; обоснования оптимальных объемов добычи и прироста разведанных запасов нефти и уточнения направлений дальнейших геологоразведочных работ на ближайшее десятилетие; выбора и обоснования первоочередных объектов поисково-разведочного бурения, разработки рекомендаций по дальнейшей эксплуатации залежей нефти и газа.
Исходным материалом для написания работы послужили многочисленные данные геолого-геофизических, геохимических, литологических и промысловых исследований, полученные различными организациями и предприятиями в процессе многолетних геологоразведочных и эксплуатационных работ на данной территории. Особое внимание уделено материалам поисково-разведочных работ и разработки месторождений нефти и газа за последние десятилетия. В основу работы положены материалы и опыт более чем 20-летних исследований соискателя по геологии и нефтегазоносности данного региона. В процессе исследований использован огромный объём накопленной геолого-геофизической, геохимической и промысловой информации, в том числе результаты поисковых и детализационных сейсморазведочных работ (МОГТ-2Д) в объёме свыше 5000 пог. км, материалы бурения и испытаний 430 поисковых и разведочных скважин, данные геолого-промысловых исследований и эксплуатации по более чем 1100 эксплуатационным скважинам, обобщенные результаты геохимического изучения пород (свыше 800 образцов), нефтей и газов (около 4000 определений), дистанционных и геодинамических исследований. Систематизированы и обобщены данные по геологическому строению и нефтегазоносности исследуемого региона, хранящиеся в геологических фондах ОАО «Грознефтегаз» (ПО «Грознефть»), ОАО «НК «Роснефть-Дагнефть», ООО «РН-Ставропольнефтегаз», ООО «РН-Краснодарнефтегаз», ПО «Грознефтегеофизика», СевКавНИПИнефть, ГрозНИИ, Института геологии Дагестанского научного центра РАН, ИГиРГИ, ВНИГНИ, ВНИГРИ, МГУ, а также значительное количество отечественных и зарубежных публикаций.
В основу работы положен опыт трудовой деятельности автора, который на протяжении многих лет непосредственно руководил всей деятельностью ОАО «Грознефтегаз», включая организацию геологоразведочных работ. В ходе исследований использованы фондовые и опубликованные источники различных организаций и авторов.
Научная новизна проведенных автором исследований заключается в том, что впервые для исследуемой территории на основе комплексного анализа геологоразведочных работ и эксплуатации нефтяных залежей определены основные закономерности изменения структуры запасов и ресурсов углеводородного сырья по различным нефтегазоносным комплексам. Проанализированы движение ресурсов и запасов нефти в процессе поисков, разведки и разработки месторождений, динамика и структура прироста промышленных запасов углеводородов. Дана количественная оценка степени подтверждаемости перспективных структур и ресурсов, успешности поисковых работ, что позволило обосновать прогнозные параметры геологоразведочных работ, темпы добычи и прироста запасов на перспективу.
Определенные элементы научной новизны содержат выводы автора относительно перспектив нефтегазоносности верхнеюрских горизонтов. Впервые в качестве отдельного перспективного направления выделены межсолевые карбонатные резервуары, промышленная нефтеносность которых установлена на ряде площадей в западной части Терско-Каспийского передового прогиба (площади Марьинская и Даттыхская).
Практическая значимость исследований автора состоит в обосновании направлений и объемов геологоразведочных работ, необходимых для стабилизации добычи и расширенного воспроизводства запасов нефти. Результаты его исследований использованы при разработке и реализации планов геологоразведочных работ, осуществлении контроля и регулирования разработки месторождений нефти и газа. В частности, уточнены направления и участки дальнейших геологоразведочных работ по основным нефтегазоносным и перспективным комплексам и разработаны конкретные рекомендации по ведению дальнейших поисково-разведочных и эксплуатационных работ, а именно:
Определены и обоснованы новые объекты для ведения поискового бурения: по верхнемеловому направлению - Притеречная, Южно-Червленная, Северо-Эльдаровская, Кошкельдинская; по нижнему мелу - Горячеисточненская, Северо-Брагунская, Северо-Минеральная;
Намечены первоочередные объекты для проведения доразведки и перевода запасов С2 в промышленные категории - Мескетинское, Северо-Джалкинское, Андреевское, Ильинское, Гудермесское;
Определены разрабатываемые и разведываемые месторождения, по которым необходимо в ближайшие годы скорректировать объёмы добычи нефти: средний миоцен - Гойт-Корт, Старогрозненское; верхний мел - Мескетинское, Червленое, Северо-Джалкинское, Северо-Минеральное, Минеральное, Западно-Гудермесское; нижний мел (апт) -Горячеисточненское, Правобережное, Эльдаровское;
Обоснована необходимость уточнения запасов и снижения темпов отбора нефти по меловым залежам Старогрозненского, Октябрьского, Северо-Брагунского, Эльдаровского и Горячеисточненского месторождений, которые на протяжении последнего десятилетия эксплуатировались весьма интенсивно;
Предложен комплекс геолого-технических мероприятий по восстановлению и совершенствованию системы контроля и регулирования разработки нефтяных и газовых месторождений. Результаты исследований автора используются при планировании и проведении геологоразведочных работ, разработки месторождений нефти и газа на исследуемой территории.
Основные положения диссертации докладывались на 5-й и 8-й научно-технических конференциях «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России» (Москва, РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2003 г. и 2010 г.), на 4-й Международной конференции «Нефть и газ юга России, Черного, Азовского и Каспийского морей-2007» (г. Геленджик, 2007 г.), научно-технических советах и совещаниях ОАО «НК «Роснефть», ОАО «Грознефтегаз»; отражены в 5 печатных работах.
Работа выполнена в Российском государственном университете нефти и газа им. И.М. Губкина при поддержке и постоянной помощи директора Департамента оперативного управления и мониторинга ОАО «НК «Роснефть» СП. Голещихина, первого заместителя директора Департамента геологоразведочных работ и лицензирования месторождений ОАО «НК «Роснефть» М.П. Гудырина, заведующего кафедрой промысловой геологии нефти и газа РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, доктора геолого-минералогических наук, профессора А.В. Лобусева, которым автор глубоко благодарен. Автор также считает своим приятным долгом поблагодарить работников геологической службы ОАО «Грознефтегаз», которые оказали всестороннее содействие в работе над диссертацией.
Литолого-стратиграфическая характеристика разреза
В геологическом строении изучаемой территории принимают участие мощные толщи магматических, метаморфических и осадочных пород протерозойско-фанерозойского возраста. Наиболее древние из них, представленные интенсивно дислоцированными метаморфическими и магматическими образованиями докембрийско-палеозойского возраста, слагают разновозрастный складчатый фундамент, а вышележащие мезозойско-кайнозойские отложения - осадочный чехол.
Фундамент в пределах прогиба гетерогенный и сложен жесткими байкальскими блоками, значительно переработанными в результате герцинского тектогенеза. Возраст консолидации определяется, преимущественно, как байкальский (Муратов, 1949 и др.). Отдельные выходы наиболее древних докембрийских пород, представленные насыщенными интрузиями и подвергнутыми метасоматозу и магматизации кристаллическими и метаморфическими сланцами зеленчукской и лабинской серий, установлены в верховьях рек Баксан, Черек-Балкарский, Черек-Безенгийский, Ардон и Терек в пределах Баксанской моноклинали (Герасимов, 1929; Кузнецов, 1939; и др.). В пределах передового прогиба докембрийско-палеозойские комплексы, слагающие складчатый метаморфический фундамент, погружены под мощный осадочный чехол мезозойско-кайнозойских отложений и лишь на некоторых участках (Зольская, Баксанская, Церик-Гельская, Элистанжинская площади) вскрыты единичными скважинами. В центральных частях прогиба возраст складчатого основания предполагается раннегерцинский (Смирнова, 1975). Вероятно, фундамент здесь сложен интенсивно дислоцированными среднепалеозойскими (силур-нижний карбон) метаморфическими образованиями. Толщина осадочного чехла в наиболее погруженных частях Терско-Каспийского прогиба (Чеченская и Сулакская впадины) достигает 10-12 км (рис. 1.1). Согласно исследованиям многих авторов (Ренгартен, 1925, 1933; Пац, 1938; Безносов и др., 1960; Крымов, 1964, 1965; Мацкевич, 1963; Панов, 1976, 1988; Панов, Гущин, 1987; и др.) низы осадочного чехла слагают терригенные нижне-среднеюрские (сииемюр?-бат) отложения толщиной от нескольких сотен метров (?) в центральной части прогиба до нескольких километров в полосе естественных обнажений на юге территории. В периферийных частях передового прогиба бурением установлены и более древние (пермо-триасовые) отложения (площади Бурунная, Варандийская, Бенойская, Басе) (Станулис, Смольянинова 1977), которые по степени их литогенетической преобразованности (градации АКГАК2), могут быть включены в состав осадочного чехла (Яндарбиев, 1999).
В полосе естественных обнажений в предгорьях Северо-Восточного Кавказа наиболее древние юрские отложения, представленные нерасчлененной вулканогенно-осадочной толщей нижнего лейаса толщиной до первых сотен метров, установлены в горах Дигории (садонская свита). Более молодые плинсбахские и тоарские отложения характеризуются большей распространенностью и детальностью расчленения.
Наиболее мощный (около 400 м) разрез плинсбахских отложений обнажается в юго-западных районах территории по р. Малка, где на размытой поверхности палеозойских пород залегают мощные пласты массивных, разнозернистых, косослоистых песчаников с редкими прослоями глинистых сланцев, многочисленными тонкими углистыми прослоями и линзами мелкогалечниковых конгломератов (хумаринская свита). В юго-восточных районах Чечни и Ингушетии к плинсбаху относится нижняя часть мощной песчано-сланцевой толщи, залегающей также на размытых палеозойских породах (Пац, 1938).
Тоарские отложения, наиболее детально изученные по р. Ардон, таюке представлены мощной толщей переслаивания песчаников, алевролитов и
аргиллитов (мизурские, галиатские и ксуртские слои) толщиной до 1200 м. К северу нижнеюрские отложения погружаются под более молодые комплексы осадочного чехла и, судя по данным бурения, в полосе северных предгорий Кавказа (Баксанская, Церик-Гельская, Элнстанжинская площади) резко сокращаются до первых десятков метров.
Среднеюрские отложения наиболее полно изучены в бассейне р, Чанты-Аргун (Фролов, 1959, 1963; Безносов, 1960; Крымов, 1963, 1964; Мацкевич, 1964; Панов, 1976, 1988; Панов, Гущин, 1987) где они представлены толщей терригенных образований до 3000 м.
Ааленские отложения здесь представлены в нижней части пластами серых, тонкозернистых, косослоистых песчаников (толщиной до первых десятков метров), чередующихся с горизонтами переслаивания аргиллитов, алевролитов и песчаников (карахская свита). В верхней части (хивская свита) разрез представлен темно-серыми, песчанистыми аргиллитами с линзовидными телами, мергелей и пропластками- серых, тонкозернистых песчаников. Толщина ааленских отложений в бассейне р. Чанты-Аргун составляет около 800-1000 м, восточнее на р. Андийское Койсу увеличивается до 1200-1300 м и заметно сокращается в западном направлении до 500-600 м на р. Гехи. К северу ааленские отложения вскрыты скважинами №№ 37 и 42 на Элистанжинской площади, где они представлены 300 метровой толщей чередования песчаников, алевролитов и аргиллитов, согласно перекрывающей тоар-плинсбахские отложения (Станулис, Стерленко, 1971).
Байосские отложения в разрезе р. Чанты-Аргун залегают согласно на нижележащих породах ааленского яруса и представлены темно-серыми аргиллитами с прослоями органогенных известняков и алевролитов (кумухская свита). В верхней части разреза количество и выдержанность прослоев алевролитов возрастают (нижняя и средняя части цудахарской свиты). Толщина байосских отложений в бассейне р. Чанты-Аргун составляет 1200-1300 м (Безносов, 1960). В западных районах (западнее гехинского водораздела) разрез байосских отложений (коштанские и тызыльские слои) характеризуется значительной фациальной изменчивостью и резкими вариациями толщин (Мацкевич, 1964). Севернее по данным бурения на Церик-Гельской и Баксанской площадях толщина байосских отложений варьирует от 300 до 800 м и более.
Батские отложения на большей части полосы выходов, ввиду значительной литологической однородности с верхнебайосскими отложениями, выделяются совместно, как цудахарская свита (Безносов, 1960). Однако в некоторых разрезах горной Чечни и Дагестана стратиграфическая граница между байоссом и батом устанавливается и фаунистически, и по комплексу литологических признаков (Макарьева, 1964, 1965; Крымов, Станулис, 1965). В разрезе по р. Чанты-Аргун батские отложения представлены преимущественно глинистой толщей около 600 м. К западу и востоку от бассейна р. Чанты-Аргун толщина их резко сокращается вследствие размыва (Мацкевич, Сахаров, 1963). Интересно отметить, что в западных районах территории в бассейне р. Баксан- батские отложения представлены пачкой массивных песчаников (свита сары-дюз) толщиной до 90 м.
Келловейские отложения наиболее детально изучены в Армхинском районе, включающем участок Военно-Грузинской дороги и ее окрестности (Сахаров, 1964; Стерленко, Сахаров, 1967). Здесь, на перевале Герчеч, разрез келловейских отложений сложен в нижней части плотными глинистыми алевролитами и сланцеватыми аргиллитами (таргимская свита), переходящими кверху со следами перерыва в осадконакоплении в крепкие песчанистые известняки с оторочками шамозита вокруг обломков фауны (Даниленко, 1963) и карбонатные сланцеватые глины и мергели (армхинская свита). Общая толщина келловейских отложений в Армхинском районе изменяется от 0,5-30 м в районе перевала Саниб до 180 м близ села Фортоуг. Севернее зоны естественных выходов келловейские отложения вскрыты бурением на Элистанжинской, Бенойской и Первомайской площадях, где они представлены преимущественно терригенными образованиями толщиной до 100 м.
Верхнеюрские отложения в Терско-Каспийском прогибе представлены карбонатно-эвапоритовой формацией толщиной до 2000 м. В западных районах прогиба (Кабардино-Балкария, Северная Осетия, Ингушетия, Чеченская Республика), ввиду наличия мощных соленосных толщ в объеме верхней юры, верхнеюрские отложения в практике нефтегазопоисковых работ подразделяются на три части: «подсолевая юра» (оксфорд, кимеридж), «солевая юра» (нижний и средний титон) и «надсолевая юра» (верхний титон). В центральной и восточной частях Терско-Каспийского прогиба соленосные отложения не установлены, общая толщина верхнеюрских отложений сокращается, а разрез постепенно обогащается терригенным материалом.
Оксфордские отложения наиболее полно развиты в бассейне р. Терек, где разрез начинается 50-метровой пачкой переслаивания известковистых глин и известняков, согласно залегающих на келловейских породах. Выше разрез сложен толщей (около 700 м) битуминозных известняков с горизонтами кремнистых конкреций в верхней части (Сахаров, Лозгачева, 1970). Западнее на р. Ардон в разрезе заметно преобладают рифогенные разности известняков и крупнозернистые доломиты, а к востоку и северу возрастает доля терригенного материала. В пределах Терско-Сунженской зоны передовых складок предполагаемая толщина оксфордских отложений составляет около 150-200 м.
Кгшмериджские отложения в центральных частях полосы выходов в горных районах Осетии и Кабардино-Балкарии (р. Гизельдон) представлены органогенно-детритовыми известняками, известковистыми песчаниками и массивными рифогенными доломитами (в верхней части разреза) общей толщиной порядка 100 м (Сахаров, Химшиашвили, 1967). Севернее кимериджские отложения вскрыты бурением на площадях Аргунская, Элистанжинская, Даттыхская, Церик-Гельская, Баксанская, Марьинская, Советская. Наибольшая толщина (181 м) установлена в скважине № 37 -Церик-Гель. В горных районах восточной Чечни и Известнякового Дагестана кимериджские отложения представлены известняково-доломитовои толщей с мощными линзовидными пластами гипсов и ангидритов общей толщиной до 200 м.
Характеризуя в целом «подсолевую юру», можно отметить, что ее толщина в полосе выходов на дневную поверхность на северном склоне Большого Кавказа достигает 1000 м и значительно сокращается к северу. В зоне Терско-Сунженских передовых складок она, вероятно, составляет порядка 200-400 м. На платформенном борту передового прогиба намечается зона выклинивания подсолевых отложений. Здесь (площадь Отказненская) они представлены доломитизированными известняками и глинистыми доломитами толщиной 40 м.
Нефтегазоносные этажи и комплексы
С позиций нефтегазогеологического районирования Терско-Сунженский нефтегазоносный район (НГР) располагается в пределах Терско-Каспийского нефтегазоносного бассейна.
Основные структурные элементы II порядка, контролирующие углеводородные залежи (Терская, Сунженская, Притеречная антиклинальные зоны и Баксано-Черногорская моноклинальная зона), выделяются в качестве одноименных зон нефтегазонакопления (ЗНГН).
Терско-Сунженский НГР характеризуется уникальной нефтегазонасыщенностью осадочного разреза, представленного чередованием мощных флюидоизолирующих и коллекторских толщ. Высокопродуктивные нефтяные залежи установлены под мощными (до 1500-2000 м) сарматскими и майкопскими глинистыми толщами в гранулярных коллекторах среднего миоцена и трещинно-кавернозных карбонатных породах верхнего мела. Менее значительные по запасам залежи нефти и конденсата выявлены в порово-трещинных коллекторах аптского и барремского ярусов, трещинно-кавернозных известняках валанжинского яруса и «надсолевой юры» (верхний титон) под сравнительно маломощными глинистыми (средний и верхний альб), карбонатно-сульфатными (средний валанжин) и терригенно-карбонатными (берриас) покрышками. Значительные скопления углеводородов прогнозируются в подсолевых и межсолевых трещинно-кавернозных карбонатных породах оксфорд-титонского возраста под галогенными покрышками «солевой юры».
К настоящему времени в пределах Терско-Сунженского НГР открыто 35 месторождений нефти и газа, содержащие более 220 залежей углеводородов (табл. 2.1), сгруппированных в три нефтегазоносных этажа нижний (подсолевой юрский), преимущественно газоносный; средний (верхнетитонско-эоценовый), преимущественно нефтеносный; верхний (среднемиоценово-плиоценовый), нефтегазоносный.
Нижний нефтегазоносный этаж Существование нижнего преимущественно газоносного этажа установлено в пределах Баксано-Черногорской ЗНГН. Газовые залежи выявлены на Куркужин-Заюковской и Даттыхской площадях. В пределах Баксанской моноклинали промышленный приток газа получен в скважине № 25 Куркужин-Заюково. Газовое скопление, видимо, приурочено к зоне литологического выклинивания. На Даттыхской площади в скважине № 12 при опробовании пластоиспытателем получены притоки углеводородного газа из оксфордских (?) доломитов в интервалах 4118-4241 м (расчетный дебит 40 тыс. м3/сут), 4265-4309 м (расчетный дебит 770 тыс. м3/сут). После перфорации из интервала 4356-4374 м получен газ дебитом 10 тыс. м3/сут. Предположительно высота газовой залежи около 200 м. Пластовое давление составляет 52,7 МПа. В составе газа содержится 6,4 % (объем.) сероводорода и до 15,7 % двуокиси углерода. Данные изотопных исследований (Степанов, 1984) показывают, что изотопный состав серы полученного газа близок к изотопному составу сульфатов вмещающих пород верхней юры. Косвенным образом данный факт указывает на протекание в залежи процессов абиогенной сульфатредукции, что характерно для нижней газогенной зоны (Вассоевич, Козлов, Лопатин, 1979).
Нефтегазопроявления в процессе бурения отмечены на площадях Зольская, Лысогорская, Аргуданская, Коринская Первомайская, Сюретская, Бурунная.
Принципиально новые данные о нефтегазоносное «солевой юры» получены на Марьинской, Чегемской и Даттыхской площадях в. зоне Баксано-Черногорской моноклинали. В пределах Баксанской ступени притоки нефти из межсолевых карбонатных отложений получены в скважинах Чегемская-1, Гунделеновская-1, Лысогорская-6. В скважине № 5 на Марьинской площади из интервала 3830-3835 м («устричный горизонт») получен кратковременный приток нефти дебитом до 200 т/сут. При испытании большого интервала верхнеюрских отложений, включая межсолевые отложения, в скважине Кара-Урсдон-3 (Коринский выступ Черногорской моноклинали) получен мощный приток пластовой воды дебитом 604 м7сут с 15 % нефти. Восточнее в Черногорской зоне, на Даттыхской площади в скважинах №№ 15, 17 на глубинах 3100-3290 м из межсолевых трещиноватых известняков титонского возраста получены притоки нефти дебитом до 123 м /сут и газа - 40 тыс. м /сут. В составе газа содержание сероводорода достигает 15 % (объемн.). Высота нефтяной залежи оценивается примерно в 100 м.
Средний нефтегазоносный этаж
Максимальной концентрацией доказанных запасов нефти и газа выделяется средний (подмайкопский) преимущественно нефтеносный этаж. Залежи УВ в его пределах установлены в палеоцен-эоценовых, верхнемеловых, нижнемеловых (альбский, аптский, барремский, валанжинский и берриасский ярусы) и надсолевых верхнеюрских (титонский ярус) отложениях. В нижних частях этажа появляются нефтегазоконденсатные и газоконденсатные залежи. Большинство выявленных углеводородных скоплений сконцентрировано в Сунженской и Терской ЗНГН.
В Баксано-Черногорской ЗНГН промышленная нефтегазоносность установлена на Даттыхской и Бенойской площадях. На Бенойской площади выявлена газоконденсатная залежь в эоцен-верхнемеловых отложениях, образующих единый массивный природный резервуар. Конденсат содержит незначительное количество сернистых соединений. Конденсатосодержание в пластовом газе составляет 230-240 см3/м3. На Даттыхской площади небольшие залежи нефти установлены в трещиновато-кавернозных известняках и доломитах валанжинского яруса и песчано-алевролитовых пластах готеривского, аптского и альбского ярусов. Глубина залегания нижнемеловых залежей составляет 1400-2200 м. Дебиты нефти по скважинам варьировали от 8 до 340 м3/сут. Ввиду незначительности запасов, оконтуривание залежей не проводилось. Нефти легкие, алкановые, газ «сухой», метановый.
В Сунженской ЗНГН открыто более 20 нефтяных и газовых залежей в стратиграфическом диапазоне от эоцена до верхнего титона включительно. В структурном отношении залежи приурочены к высокоамплитудным, линейным, дисгармоничным антиклиналям, нарушенным встречными взбросо-надвигами на крыльях (Заманкульская, Карабулак-Ачалукская, Серноводская, Андреевская, Старогрозненская, Октябрьская). Размеры залежей составляют первые десятки километров (длина) на первые километры (ширина). Высоты залежей варьируют от первых сотен метров до 1000 м. Глубина залегания продуктивных горизонтов увеличивается с запада на восток от 1500 м (Карабулак-Ачалуки) до 5000 м и более. Самый "глубокий" промышленный приток нефти получен в скважине № 1007 на Андреевской площади из верхнемеловых известняков (интервал 5730-5800 м, дебит нефти 70 т/сут). Залежи пластово-сводовые, массивные характеризуются аномально высокими пластовыми давлениями с коэффициентами напряженности от 1,2 до 1,7 и более. Начальные дебиты верхнемеловых скважин обычно составляют 300-500 т/сут, максимальные значения достигали 1500-2000 т/сут и более. Дебиты нижнемеловых скважин, как правило, на порядок меньше. Режимы залежей упруго-замкнутые, упруго-водонапорные. Водонефтяные контакты залежей, как правило, имеют наклонную поверхность с запада на восток и с севера на юг.
Ведущими факторами формирования фильтрационно-емкостных свойств продуктивных отложений являются трещиноватость, кавернозность и вторичная пустотность выщелачивания. Роль первичной пористости минимальная. Эффективная емкость и пути фильтрации нефти, газа и воды представляют собой систему вторичных пустот - трещины, каверны и другие полости вторичного происхождения, а матрица известняков пористостью 0,026-0,048 и проницаемостью менее 10" мкм насыщена реликтовой водой. Вторичная (трещины+каверны) пористость верхнемеловых известняков, определенная по данным промыслово-геофизических исследований, не превышает 1,5 %. Средние значения трещинной емкости валанжинских и верхнетитонских карбонатных пород составляют 1,66 и 2,40 %, соответственно. Наиболее выдержанными и надежными флюидоупорами, обеспечивающими сохранность и обособленность залежей углеводородов в пределах среднего нефтегазоносного этажа, являются: глинистая майкопская толща и глинистые пачки альбского яруса. В отдельных случаях роль локальных покрышек играют маломощные глинистые барремские пачки и плохопроницаемые пачки известняково-мергельных и сульфатно-карбонатных пород валанжинского и берриасского ярусов.
В Терской ЗНГН открыто 16 месторождений, содержащих около 40 залежей нефти и газоконденсата. Промышленная нефтеносность установлена на Ахловской, Арак-Далатарекской, Малгобек-Вознесенской, Северо-Малгобекской, Эльдаровской, Хаян-Кортовской, Минеральной; Северо-Минеральной, Ястребиной, Брагунской, Северо-Брагунской, Ильинской, Петропавловской, Гудермесской, Кошкельдинской, Мескетинской площадях. В морфоструктурном отношении залежи приурочены к аналогичным, вышеописанным для Сунженской ЗНГН, линейным, асимметричным антиклиналям над- и приразломной природы. Наиболее крупные среди них по размерам - Малгобек-Вознесенская (60 х 4 км), Хаян-Корт (35 х 3,5 км), Эльдаровская (30 х 3,5 км), Гудермесская (30 х 3 км). Высота залежей варьирует от десятков метров (в надсолевых титонских отложениях) до 1070 м (верхнемеловая залежь на Брагунской площади). В отличие от Сунженской ЗНГН, в пределах Терской зоны выявлены нефтяные залежи, приуроченные к «складкам-спутникам» (Северо-Малгобекская, Минеральная, Северо-Минеральная, Северо-Брагунская, Ильинская, Петропавловская). Преобладающий фазовый тип углеводородных скоплений - нефтяной. В западной части зоны в валанжинских и надсолевых верхнеюрских отложениях установлены нефтегазоконденсатные и газоконденсатные залежи (Малгобек-Вознесенская, Арак-Далатарекская). Тип залежей - пластово-массивный, сводовый.
Принципиально новыми оказались факты установления промышленной нефтегазоносности эоцен-верхнемеловых отложений в Алханчуртской и Петропавловской синклиналях, разделяющих Терскую и Сунженскую ЗНГН. В Алханчуртской впадине открыто одноименное месторождение, в пределах которого выявлена небольшая нефтяная залежь в среднеэоценовых отложениях (кумский горизонт). Залежь размерами 12 х 3 км и высотой 80 м залегает на глубине около 4500 м. В Петропавловской впадине залежи нефти в верхнемеловых отложениях установлены на Ханкальской и Северо-Джалкинской площадях. Глубина залегания кровли верхнего мела здесь превышает 5100 м. На Ханкальском месторождении открыта первая газовая залежь в альб-аптских отложениях Терско-Сунженской зоны. В пределах Харбижинской структурной перемычки, разделяющей Алханчуртскую и Акбашскую впадины, выявлены залежи нефти и газа в верхнемеловых, берриасских и надсолевых верхнеюрских отложениях. В верхнемеловых отложениях, залегающих на глубинах около 2800 м, установлена небольшая нефтяная залежь высотой 50 м. В берриасских отложениях на глубинах до 5000 метров открыта нефтегазоконденсатная залежь размерами 19 х 3,5 км и высотой 270 м. Нефтегазоконденсатная залежь размерами 17 х 3 км и высотой 260 м выявлена в надсолевых верхнеюрских отложениях. Глубина залегания кровли «надсолевой юры» здесь 5200 м.
В Притеречной ЗНГН открыты нефтяные залежи в меловых отложениях на Правобережной и Червленной площадях. Залежи контролируются пологими брахиантиклиналями, разбитыми тектоническими нарушениями на ряд блоков. Размеры основного блока на Правобережной площади составляют 35 х 4 км, высота — 800 м. Глубина, залегания продуктивных верхнемеловых отложений достигает 5000 м. Тип залежей -массивный, сводовый. На Червленной площади промышленный приток нефти получен также из верхнемеловых отложений. Здесь выделяется несколько сложных блоков, геометрия и характер нефтегазоносности которых недостаточно изучены.
Краткая характеристика основных направлений поисково-разведочных работ и состояния разработки месторождений нефти и газа
Скважинная добыча нефти на территории Чеченской Республики ведется с 1893 года, когда впервые на Старогрозненской площади из пробуренной ударно-канатным способом скважины № 1/1 с глубины 134 метра из караганских песчаников был получен фонтан нефти дебитом более 1000 т/сут. В 1901 году в Грозненском районе в эксплуатации находилось уже 120 скважин, которые давали 34,1 млн. пудов нефти в год, что составляло 4,5 % от общероссийской добычи нефти (Истратов, 2004). В дальнейшем, на протяжении полувека были открыты высокопродуктивные нефтяные и газонефтяные залежи в среднемиоценовых отложениях (караганский и чокракский горизонты) на Новогрозненской (Октябрьской), Малгобекской, Горагорской, Ойсунгурской и других площадях Терско-Сунженской зоны.
Новый мощный импульс в развитии нефтедобычи был связан с открытием нефтяных залежей в глубокозалегающих верхнемеловых карбонатных отложениях. В 1956 году на Карабулакской площади в скважине № 16 был получен фонтан нефти дебитом 180 т/сут из верхнемеловых известняков. В последующем, высокопродуктивные нефтяные залежи были открыты почти на всех установленных структурах в пределах Терской и Сунженской антиклинальных зон. На некоторых площадях были открыты нефтяные залежи в единых природных резервуарах, охватывающих верхнемеловые и палеоцен-эоценовые (фораминиферовая свита) карбонатные породы (известняки, мергели). Дебиты отдельных скважин, эксплуатирующих высокопроницаемые трещинные коллектора верхнего мела, достигали нескольких тысяч т/сут (до 6000 т/сут), что позволило в несколько раз поднять ежегодные уровни нефтедобычи. В период с 1961-1965 гг. добыча нефти увеличилась в 2,7 раза (с 3,3 млн. тонн до 9,0 млн. тонн) и в 1966-1970 гг. - еще в 2,2 раза (до 20,3 млн. тонн при среднегодовом приросте свыше 2 млн. тонн). Максимальный уровень добычи за всю историю нефтяного освоения данного района был достигнут в 1971 году (21,6 млн. тонн), после чего начался резкий спад, который в значительной мере был обусловлен как неоправданно высокими темпами отборов углеводородов, так и отставанием подготовки новых запасов нефти.
В дальнейшем в мезозойском комплексе были открыты новые нефтяные, газоконденсатные и газовые залежи в более глубоких горизонтах нижнего мела (в основном в аптских терригенных отложениях) и верхней юры (надсолевые карбонатные горизонты верхнего титона), что позволило сформировать новое направление поисково-разведочных работ - надсолевое верхнеюрско-нижнемеловое. Однако продуктивность нижнемеловых и верхнеюрских надсолевых залежей оказалась значительно ниже верхнемеловых. Более того, большинство выявленных углеводородных залежей в неокомских и верхнетитонских отложениях оказались газоконденсатными и газовыми, что вполне логично ввиду существенного ужесточения термобарических условий в более глубоких горизонтах мезозоя. Негативно также повлияло на поддержание уровней нефтедобычи в регионе появление в пластовых флюидах валанжинских и верхнеюрских отложений высокотоксичных неуглеводородных газовых компонентов - сероводорода и углекислого газа, что заставило законсервировать часть выявленных углеводородных запасов из-за отсутствия необходимых технико-технологических условий их освоения. Все это не позволяет до сих пор остановить продолжающееся падение уровней нефтедобычи в данном районе.
Таким образом, на протяжении последних десятилетий поисково-разведочные работы и разработка залежей нефти и газа на территории Терско-Сунженского нефтегазоносного района проводились по следующим направлениям: среднемиоценовое (караганский и чокракский горизонты), эоцен-верхнемеловое и надсолевое верхнеюрско-нижнемеловое надсолевое. В качестве перспективного направления при планировании дальнейших поисково-разведочных работ выделяется подсолевое верхпеюрское. По степени перспективности поисков залежей углеводородов, удельным плотностям разведанных запасов и объемам бурения эти направления существенно различаются. По мере истощения углеводородных запасов в верхних горизонтах осадочного чехла (средний миоцен) и увеличения глубин поисково-разведочного и эксплуатационного бурения соотношения показателей рассматриваемых направлений закономерно меняются.
Весьма существенное негативное воздействие на развитие геологоразведочных работ и нефтедобычи в регионе оказали военно-политические события в период 90-х годов прошлого столетия. Геологоразведочные работы на нефть и газ были прекращены, добыча нефти осуществлялась практически бесконтрольно и с огромными потерями, полностью были прекращены мероприятия по регулированию процесса разработки месторождений. Количество эксплуатируемых залежей и фонд добывающих скважин катастрофически сократились. К началу 2000-х годов из 19 месторождений, находившихся в эксплуатации на территории Чеченской Республики в разработке, остались только 8 месторождений. В значительной мере была разрушена инфраструктура нефтедобывающей отрасли. В течение последних нескольких лет наблюдается заметная активизация поисково-разведочных и эксплуатационных работ. Возобновляется поисковое и эксплуатационное бурение, мероприятия по изучению, контролю и регулированию разработки залежей, геологоразведочные работы по воспроизводству промышленных запасов нефти и газа.
На данном этапе развития нефтедобычи в регионе наиболее приоритетными и значимыми являются эоцен-верхнемеловое и надсолевое верхнеюрско-нижнемеловое направления, в которых сосредоточены преобладающая часть открытых залежей углеводородов, активных промышленных запасов и перспективных ресурсов нефти и газа (см. главу 2). Среднемиоценовое направление, которое на протяжении многих предыдущих десятилетий обеспечивало высокие уровни нефтедобычи в районе, в значительной мере истощено из-за высокой выработанности запасов нефти и газа. Верхнеюрское подсолевое направление содержит преимущественно прогнозные ресурсы углеводородов (за исключением Даттыхского месторождения) и рассматривается как перспективное в долгосрочном плане.
К настоящему времени в пределах всей Терско-Сунженской зоны (включая территории сопредельных северокавказских республик) открыто более 220 залежей нефти и газа. Все они сосредоточены в 35 месторождениях. Большинство месторождений являются многопластовыми. К примеру, в пределах Малгобек-Вознесенского месторождения (Республика Ингушетия) всего выявлено около 90 залежей нефти и газа, из которых около 40 находилось в промышленной эксплуатации (в том числе, 36 миоценовых залежей). Однако большинство выявленных среднемиоценовых залежей почти полностью выработаны. На сегодняшнийдень продолжают находиться в разработке караган-чокракские нефтяные залежи на месторождениях Малгобек-Вознесенское, Старогрозненское, Октябрьское, Гойт-Кортовское. В мезозойских отложениях открыто 55 залежей нефти и газа. Из них 26 залежей - в верхнемеловых отложениях, в альбских отложениях - 1, в аптских отложениях - 12, в барремских - 2, в готеривских - 1, в валанжинских - 7, в надсолевых верхнетитонских отложениях - 4, в межсолевых титонских - 1 и в подсолевых оксфордских - 1. Почти половина открытых залежей нефти и газа в мезозойских отложениях расположены на глубинах более 4500 м, т. е. относятся к категории глубокозалегающих объектов.
По величине запасов углеводородов преобладающее большинство открытых месторождений относится к категории средних и мелких. Начальные извлекаемые запасы большинства открытых залежей не превышают 10 млн. тонн. Лишь Малгобек-Вознесенское и Старогрозненское месторождения содержат начальные геологические запасы нефти более 100 млн. тонн, что позволяет отнести их к категории крупных месторождений.
По состоянию на 01.01.2008 г. на балансе ОАО «Грознефтегаз» числятся запасы нефти и газа по 21 месторождению, в том числе, по 20 нефтяным, 1 нефтегазоконденсатному (Бенойское). Из них в разработке находится 17 месторождений, в т. ч. 16 - нефтяных и 1 -нефтегазоконденсатное. Действующий фонд скважин насчитывает 1081 скважин, в т. ч., эксплуатационных - 226, нагнетательных - 27, наблюдательных - 464 и в ожидании ликвидации - 363.
За 2008 год общая добыча нефти по всем месторождениям, находящимся в разработке, составила 1900 тыс. тонн. Суммарная накопленная добыча с начала разработки месторождений на территории Чеченской Республики составила 337,748 млн. тонн нефти. Остаточные извлекаемые запасы нефти категорий A+B+Cj составляют 20,842 млн. тонн. (Баланс ОАО «Грознефтегаза» на 01.01.2009 г.).
Перспективные и прогнозные ресурсы нефти и свободного газа (категории С3 и Ді+Д ) составляют 144,24 млн. тонн условного топлива. Степень разведанное начальных суммарных ресурсов углеводородов составляет 68 %, в том числе по нефти - 84,5 % и по свободному газу - 5,2 %.
