Литология и прогноз коллекторов в неогеновых отложениях Таманского полуострова

метки: Троицкий, Анастасиевско, Месторождение, Горизонт, Залежь, Часть, Участок, Скважина

Анастасиевско-Троицкое месторождение нефти и газа является крупнейшим из выявленных до настоящего времени в Западном Предкавказье, открытое в 1952 г., и введено в разработку в 1954 г. В балансе добычи нефти по Краснодарскому краю месторождение занимает ведущее место в течение всего последнего десятилетия. Основным объектом разработки служит нефтяная часть газонефтяной залежи IVмэотического горизонта, в которой сосредоточено более 80% всех запасов нефти, разведанных в пределах месторождения. Газовая шапка IV горизонта представляет собой самую крупную в крае газовую залежь.

Целью данной дипломной работы является изучение геологического строения, нефтегазоносности и условий формирования Анастасиевско-Троицкого месторождения.

Для достижения поставленных целей предусматривается решение следующих задач:

• Сбор и анализ данных
• Обобщение материала по скважинам
• Рассмотрение различных точек зрения о природе формирования нефтяных и газовых залежей Анастасиевско-Троицкого месторождения.
• Анализ условий формирования залежей нефти и газа.

При составлении дипломного проекта использовались производственные фондовые материалы НТЦ Роснефть, ОАО Краснодарнефтегеофизка, Абинского Управления Геофизических работ.

Работа состоит из 79страницы, 6 глав, введения и заключения.

1. Физико-географический очерк

Анастасиевско-Троицкое месторождение расположено в западной части Краснодарского края на территории двух административных районов — Крымского и Славянского (рисунок 1).

Рекой Кубань площадь месторождения разделяется на два участка: Троицкий на юго-востоке и Анастасиевский на северо-западе. К юго-восточной границе месторождения примыкает станица Троицкая Крымского района, к северо-западной Анастасиевского участка — станица Анастасиевская Славянского района. Непосредственно на площади месторождения населенные пункты отсутствуют. За пределами месторождения вдоль р. Кубань расположены небольшие хутора. Ближайшими городами является г. Славянск-на-Кубани и г. Крымск. В г. Славянске-на-Кубани находится нефтепромысловое управление «Приазовнефть», осуществляющее разработку Анастасиевско-Троицкого, Западно-Анастасиевского и Курчанского газонефтяных месторождений и ряда других месторождений.

Роль подземных вод в формировании и разрушении залежей нефти и газа

... формирования гидродинамического потенциала при­родные водонапорные системы существенно различаются. Можно выделить две принципиально различные гидродинамические (геогидродинамические) системы: безнапорных (грунтовых) и напорных (преимущественно пластовых) вод. ... щитов нередко развиты порово-пластовые воды. Залежи нефти и газа ассоциируются с бассейнами пластовых вол, поэтому на характеристике ...

Район Анастасиевско-Троицкого месторождения имеет хорошо развитую сеть шоссейных дорог, месторождение которого связано шоссейными дорогами с городами Крымск и Славянск-на-Кубани. Асфальтированная шоссейная дорога связывает г. Славянск-на-Кубани с Анастасиевским участком месторождения. Такая же дорога с переправой через Кубань связывает г. Славянск-на-Кубани с Троицким участком. Шоссейная дорога, связывающая месторождение с г. Крымск вливается в магистральную шоссейную дорогу Краснодар — Новороссийск. Расстояние от Троицкого участка до г. Краснодара по этой дороге составляет 120 км. В пределах месторождения хорошо развита сеть промысловых дорог.[8]

Рисунок 1 — Схема размещения месторождения нефти и газа Краснодарского края [6]

По юго-восточной окраине Троицкого участка проходит железная дорога, идущая из Новороссийска. Водным путем по р. Кубань месторождение связано с г. Краснодаром и Темрюком.

Непосредственно на площади месторождения находится йодный завод, сырьем для которого является пластовые воды мэотических и сармтских горизонтов.

Месторождение является полностью обустроенным, имеет развитую систему сбора, очистки и перекачки нефти.

Климат района умеренно-теплый. Лето сухое, жаркое с температурой + 25-35 ⁰ С. Осень теплая, чаще сухая, с периодическими дождями. Зима сырая, с редкими, обычно небольшими (иногда до -25⁰ С) морозами. Весна наступает рано — в феврале, марте месяце и отличается резким непостоянством погоды, сильными ветрами и частыми осадками в виде дождя и снега.

Среднегодовое количество осадков 500-600 мм, среднегодовая температура +11 С.

Орогидрография. Район Анастасиевско-Троицкого месторождения представляет собой степную равнину, которая является частью Прикубанской низменности. Абсолютные отметки равнины +0,6- +7 м. Лишь в центральной части Анастасиевского участка над окружающей местностью возвышается пологий холм высотой до +25 м и 1 км в поперечнике, отражающий диапировое ядро.

Главной водной артерией района является судоходная река Кубань. В районе месторождения она имеет среднюю отметку +2,4 м, превышая на отдельных участках уровень местности, в результате чего потребовалось создание системы защитных дамб. [7]

2. Геолого-геофизическая изученность месторождения

История открытия Анастасиевско-Троицкого месторождения начинается с 1941 года, когда геолог треста «Майкопнефтеразведка» Т.Е.Сердюков, занимавшийся геологической съёмкой Курчанской площади предположил, что на линии, протягивающейся от Курчанской складки в сторону хутора Ханькова и далее на восток, могут быть погребенные структуры (нач. партии Захаров А.И.), которая, однако, не выявила магнитных аномалий.

В 1945-1946 гг. в районе месторождения производилась магнитометрическая съёмка.

В 1949 г. сейсмической партией Краснодарской геофизической конторы (нач. партии Романюк Н.Г.) методом отраженных волн выявлено Анастасиевское поднятие. В 1950 г. тем же методом установлено Троицкое поднятие (нач. партии Прийма В.И.).

Применение установок струйных насосов при добыче нефти

... высоковязкие нефти, рыхлые коллектора). Но есть и отрицательные стороны при применении струйных насосов: ... месторождение многопластовое. Основным продуктивным горизонтом является песчаный пласт Д 1 пашийского горизонта, ... площади. Основными полезными ископаемыми является нефть. Из других полезных ископаемых можно отметить строительные материалы: глина, гравий, известняк, которые употребляются для ...

[1]

В 1951-1952 гг. проводятся сейсмические работы (нач. партии Кравчук М.С.) с целью детализации строения открытых складок, в итоге был сделан вывод о том, что Анастасиевское и Троицкое поднятия являются частями одной крупной антиклинальной структуры с ундулирующей осью.

В результате сейсмических работ 1949-1952 гг. Анастасиевско-Троицкая складка была подготовлена к глубокому разведочному бурению без применения структурного бурения.

В 1952г. разведочное бурение проводилось лишь на Анастасиевской площади. Разведочные скважины Анастасиевского участка, располагались в двух основных поперечных профилях (скв. №3,4,2 и скв. №6,1,9,11).

В апреле 1952г. на Анастасиевской площади начата промышленная разведка и первой же разведочной скважиной (№1) вскрыта мощная пачка песков в мэотическом ярусе, продуктивная по данным каротажа (IV мэотический горизонт).

В том же году бурится скв. № 9, которая при опробовании дала фонтан нефти, а в скв. № 4 из IV горизонта был получен фонтан чистого газа и установлено, таким образом, существование газовой шапки, также фонтан нефти получен из скв. — № 12 и №15.

Дальнейшая разведка Анастасиевской площади велась быстрыми темпами и в июле 1954 г. она уже была введена в разработку по IV горизонту. [1]

В процессе разведки на Анастасиевском участке были получены притоки нефти из нижележащих IV и IV-а горизонтов мэотиса и притоки газа из I киммерийского, II и III понтических горизонтов.

В 1953 г. фактически закончилась разведка Анастасиевского участка.

Разведка Троицкого участка несколько задержалась в связи с заболоченностью местности, была начата на IV горизонт лишь в 1954 г. и закончена в 1955 г. Она велась поперечными профилями и отдельными скважинами, расположенными по оси складки.

После подсчета запасов на Анастасиевском участке в 1955г. были пробурены на IV горизонт разведочные скважины №61, 72,74,75,76,77,78, которые после опробования нефтяной части залежи вводились в эксплуатацию.

В последующие годы были произведены отборы кернов из IVгоризонта в оценочных скважинах № 385, 814, 816, 817, 818, бурившихся на V и VI горизонты Троицкого участка (1964 г.) и в эксплуатационных (оценочных) скважинах № 1026, 1037, 1132, пробуренных на Анастасиевском и Троицком участках (1972г.).

[7]

Разведочные работы позволили оконтурить газонефтяную залежь IV горизонта и выявить основные черты ее строения. В процессе эксплуатационного разбуривания и бурения на нижележащие объекты происходило непрерывное уточнение

В 1956-1957 годах на Троицком участке продолжалось разведочное бурение на нижележащие мэотические продуктивные горизонты (V, VI).

Попутно с разведкой IV, V и VI горизонтов была выявлена газоносность II и III горизонтов понта и I горизонта киммерия и нефтеносность VI горизонта.

В 1958-1961 годах на месторождении проводилась разведка сарматских в среднемиоценовых отложений. Несмотря на отдельные притоки нефти и газа, промышленные залежи обнаружены не были, что, очевидно, связано с низкими коллекторскими свойствами указанных отложений. [8]

В 1961 г. скважиной № 634 Анастасиевского участка было вскрыто майкопское диапировое ядро, что позволило пересмотреть многие аспекты тектоники месторождения. Зато, в 1964 г. на северо-западной периклинали складки (Анастасиевский участок) скважиной № 380 было установлено наличие глубокой грязевулканической воронки оседания, в которой под 300-метровой толщей брекчиевидных пород была обнаружена небольшая, весьма оригинальная залежь нефти и газа.

Выпускной квалификационной работы:Обзор проектов по разработке ...

... затрагиваются другие вопросы и проблемы разработки сланцевых месторождений нефти. 1 Геологическое описание Баженовской свиты 1.1 ... [1,2,3]. Перекрывается баженовская свита свитами куломзинского горизонта. Обычно непосредственно перекрывающие баженовскую свиту отложения представлены ... Мурасовской, Сергеевской, Камышинской, Братской, Малоичской и других площадей, а также разрезы западного борта Усть- ...

Попытки вскрыть подмайкопские отложения на Анастасиевском участке пока не увенчались успехом. Скважина № 370, пройдя по майкопу 2720 м, не вышла из него при глубине 5403 м.

Такова в общих чертах история геологического изучения Анастасиевско-Троицкого месторождения.

Первые подсчеты запасов были выполнены отдельно для Анастасиевского участка и для Троицкого. В последующие годы по мере накопления фактических материалов уточнялось строение залежи.

В 1973 г., в связи с составлением проекта доразработки IV горизонта, было осуществлено обобщение всех имеющихся геолого-промысловых, геофизических и лабораторных материалов по IV горизонту. Уточнено геологическое строение залежи, заново обоснованы подсчетные параметры и определены начальные и текущие запасы нефти и газа. Если первые утверждения ГКЗ подсчеты запасов опирались на данные всего 38 разведочных скважин, то в пересчете 1973 года были использованы материалы 770 скважин различных категорий. [8]

За прошедший с 1973 г. период на месторождении продолжалось интенсивное эксплуатационное бурение на IV ,V и VI горизонты. Общее число скважин достигло в 1989 г. — 1517. Длительные период разработки залежи, сопровождающийся в последние годы серьезными осложнениями вследствие резкого уменьшения толщины нефтяного слоя и его частичного перемещения в зону газовой шапки потребовал составления нового комплексного проекта доразработки IV горизонта. Учитывая большое число скважин, пробуренных после утверждения запасов в ГКЗ, было решено обобщить все имеющиеся материалы и уточнить начальные балансовые запасы нефти и газа IV горизонта. Ее результаты не изменили представлений о строении залежи, изложенных в работе 1973г. Незначительные изменения в объемах и величинах некоторых подсчетных параметров так же не привели к существенным изменениям начальных балансовых запасов нефти и газа. [8]

По добыче нефти Анастасиевско-Троицкое месторождение быстро заняло ведущее место и уже в 1960 г. его продукция составляла более половины всей добытой нефти в Краснодарском крае. При этом на протяжении многих лет добыча нефти из IV горизонта составляет в среднем 40% от добычи нефти в крае. [7]

Таким образом, история геолого-геофизической изученности насчитывает не один десяток лет. Месторождение было детально изучено на всей площади, была отмечена высокая эффективность разведочных работ, в результате которых были введены в разработку залежи нефти IV, V, VI горизонтов мэотиса, газовые залежи II и III горизонтов понта и I горизонта киммерийского яруса. Были получены данные о геологическом строении, и сделаны выводы, благодаря которым эксплуатация ведется с максимальной эффективностью.

3. Геологическое строение

3.1 Литолого-стратиграфическая характеристика

Изучение стратиграфии Анастасиевско-Троицкого района было начато в 1952 г. на Анастасиевско-Троицкой площади скважинами вскрыт разрез осадочных образований от майкопских отложений до антропогена включительно.

Дипломная работа по разработке нефти

... работы является анализ фактических данных работы оборудования Цеха подготовки и перекачки нефти Ванкорского месторождения, выявление "узких" мест технологической схемы и разработка мотивированных предложений по ... и песчаников. Глины и аргиллиты темно-серые, плитчатые, ... I приурочен отражающий сейсмический горизонт IД. Максимальная вскрытая толщина ... на август по сентябрь. Мощность снегового покрова ...

По сравнению с другими площадями осевой зоны Западно-Кубанского прогиба, стратиграфия Анастасиевско-Троицкой площади изучена наиболее детально. Наибольшее количество керна отобрано в мэотисе, достаточно полно освещены керном понт, нижний сармат, конкский и караганский горизонты; из других горизонтов миоцена, а также в плиоцене керн отбирается в очень ограниченных интервалах.

Большая часть неогеновой системы здесь пройдена с отбором керна, благодаря чему границы между отдельными ярусами и горизонтами в основном проведены по фаунистическим данным. Кроме того, по материалам геофизических исследований скважин в неогеновой системе выделен ряд маркирующих горизонтов, чётко прослеживающихся на площади и позволяющих уверенно сопоставлять отдельные скважины между собой.

Все определения микрофауны, использованные в этойглаве, выполнены А.К.Богдановичем. [8]

Олигоцен — нижний миоцен. Майкопская серия

Самыми древними породами, которые вскрыли отдельные глубокие разведочные скважины, являются майкопские отложения.

Майкопские отложения на Анастасиевско-Троицкой площади достигают значительной мощности. Пробуренная здесь скважина №370 Анастасиевская, вскрывшая кровлю майкопа на глубине около 2720 м при забое 5403 м так и не достигла подошвы этих отложений. Майкопские отложения представлены исключительно однообразными глинами темно-серыми, обычно сильно перемятыми, неизвестковистыми, редко слабо вскипающими с кислотой. В верхней части разреза иногда встречаются прослои серых с кремовым оттенком глин и темно-серых, плотных сидеритов.

Редкие керны (скв. № 125, интервал 3500-3510 м) выдержаны брекчией, состоящей из мелких кусочков темно-серых и зеленых, неизвестковистых глин.

Песчано-алевритовый материал составляет лишь незначительную примесь в некоторых глинистых пропластках.

Майкопские отложения крайне бедны фаунистическими остатками. Кроме рыбьей чешуи, в верхних коронках (скв. №. 320, интервал 3135- 3145 м; 3201 -3211 м) обнаружены отолиты и отпечатки диатомей (Craspedodiscus) характерные для верхнего майкопа. В более низких интервалах разреза фауна не встречена, поэтому подразделять майкоп и определить возраст наиболее древних горизонтов, вскрытых бурением, не представляется возможным.[8]

Средний миоцен. Тортонский ярус

Отложения среднего миоцена сложены однообразной толщей глин, известковистых в различной степени, с прослоями песчаников, песков и доломитизированных мергелей. Общая мощность отложений около 235 м.

Тарханский горизонт. Темно-серые, неизвестковистые глины майкопской серии вверх по разрезу постепенно сменяются более светлыми, известковистыми глинами тортонского яруса.

Последние уже в самых низах содержат чокракскую микрофауну (скв. №310, интервал 2656-2666 м), поэтому при постепенном переходе от майкопа к тортону тарханскому горизонту могут соответствовать самые верхи «майкоповидных» глин.

Мощность его, по аналогии с другими площадями прогиба, не превышает 20-25 м. [8]

Чокракский горизонт. Нижняя часть чокрака (XVIII горизонт) сложена серыми глинами. В керне часто перемятыми известковистыми, с редкими пропластками (1 — 2 см) алевролитов. Местами известковистость глин сильно возрастает и они переходят в рыхлые, светло-серые мергели, содержащие много раковин спиралисов.

Обоснование длины горизонтальной части ствола скважин Ванкорского ...

... по переработке конденсата. В 200 км к юго-западу от Ванкорского месторождения находится Заполярное месторождение, на котором расположена ближайшая точка магистрального газопровода системы «Трансгаза». ... (ПТД), дополненная показателями, учитывающими удорожание бурения скважины при увеличении горизонтальной части ствола и изменения интенсивности притока жидкости на единицу длины горизонтальной ...

В верхней части (XVII горизонт) глины обычно темно-серые, неяснослоистые, известковистые, с более или менее значительной примесью алевритового материала: часто встречаются прослои от (2- 3 см до 10-15 см) доломитизированных мергелей. Из фораминифер в чокраке обнаружены: Quingueloculinaasnerianaorb., SigmoilinatschokrakensisGerke, Eloricus.

Мощность горизонтов изменяется от 170-200 м на Анастасиевском участке, до 230-240 м на Троицком. [8]

Караганский горизонт. Граница чокрака и карагана совпадает с подошвой хорошо выраженной на каротажных диаграммах пачки (10 — 15 м) темно-серых (до черных) тонкослоистых, неизвестковистых глин с большим количеством обуглившихся растительных остатков. Выше залегают глины темно- и зеленовато-серые, слоистые, известковистые с тонкими прослоями алевролитов (не более 2 — 3 см) и серых, как правило, доломитизированных мергелей (до 10 см); встречаются пачки (5 — 10 см) почти черных, неизвестковистых глин.

Верхняя часть карагана (около 30 м) выражена частым чередованием глин, алевролитов и доломитизированных мергелей. Фауна в карагане встречается редко: это мелкие Spaniodontellosp., отолитырыб и др. Мощность горизонта довольно постоянна по площади и равна 180-200 м.

Конкский горизонт в ряде скважин (№ 310, 315 и др.) полностью пройден отбором керна и представлен глинами серыми и темно-серыми, слоистыми более или менее известковистыми, слабо алевритистыми, местами со скоплениями обуглившегося растительного детрита, присутствуют и прослои (до 8 — 10 см.) слюдистых алевролитов, обычно плохо отсортированных, сильно известковистых. В комплексе фауны обычно ErviliatrigonulaSok., AbraSp., Aloidessp., EkphidiumyoukoviSerova, Buliminaex., gr. ElongateOrb. Верхняя граница горизонта совпадает с известным «конкским репером»; мощность его не превышает 20 м.

Верхний миоцен

Сарматский ярус

Отложения сарматского яруса верхнего миоцена представлены глинами с тонкими прослоями алевролитов, доломито-мергельных пород. Общая мощность достигает 550 м.

Нижний сармат во многих скважинах частично или полностью освещен керном (№5, 150, 325, 330, 345 и др.).

В нижней части его залегает пачка (25 — 30 м) темноокрашенных, обычно неизвестковистыx глин с тонкими (от долей см до 1 — 2 см) пропластками слюдистых алевролитов; выше в разрезе переслаиваются глины темно- и зеленовато-серые, более или менее известковистые, иногда со значительной примесью алевритового материала (с переходами в глинистые алевролиты).

Среди глин наблюдаются прослои (от 3-5 см. до 10 — 20 см) серых песчаников, нередко грубозернистых, с включениями мелкого гравия, и доломитизированных мергелей (от 1 — 3 см. до 30-40 см).

[8]

Эта часть разреза выделяется в промысловой практике какXII и XIII горизонты. Из нижнего сармата определены Abrareplexa, Cordiumsp., Erviliatrigonulasok.

Верхняя граница нижнего сармата проходит внутри XII горизонта, верхняя часть которого, мощностью около 35-40 м, имеет среднесарматский возраст и сопоставляется с мамайским горизонтом восточных районов Кубани. Мощность подъяруса на Троицком участке достигает 120-130 м, на Анастасиевском — уменьшается до 70 — 90 м.

Нефтегазоносные бассейны краевых частей платформ

... мощностей нефтематеринских формации и покрывающих толщ пород дает возможность наметить примерное направление процессов миграции подвижных органических веществ. Каждый седиментационный прогиб обычно является составной частью ... за­кономерности нефте-газонакопления на платформах» приводит такое определение: «Нефтегазоносной про ... В своей работе «О генезисе нефтяных месторождений Северного Кавказа» И. М. ...

Средний сармат. Большую часть среднего сармата (выше XIIгоризонта слагают т.н. «криптомактровые» глины темно-серые с зеленоватым оттенком, неяснослоистые, слабо или совсем не вскипающие с кислотой, часто содержащие раковины (CryptomactrapesanserisAndrus., ModiolssarmaticaGat., Tepesnaviculatus (R.Hoern).

[8]

Выше «криптомактровых» глин залегает X горизонт, который ранее полностью относился к среднему сармату. Последний состоит из двух литологически различных пачек пород. Нижняя пачка сложена глинами темно-серыми, неяснослоистыми, обычно алевритовыми, с частыми прослоями и гнездами серых, неизвестковистых алеврлитов и мелкозернистых песчаников; в кровле пачки отмечена прослоями доломитизрованных мергелей. Верхняя пачка выражена чередованием глин и рыхлых, иногда пористых («травертиноподобных») мергелей, которые по текстурным признакам напоминают известные «червячковые» породы Тамани. По положению в разрезе и присутствию обедненного комплекса микрофауны (мелкорослых Globigerinasp.,и др) без каких-либо среднесарматских элементов, a также обилию «червячковых» телец, эта часть Xгоризонта должна быть отнесена к верхнему сармату. Мощность среднего сармата на Троицком участке достигает 200 — 210 м; на Анастасиевском участке в подошве верхнего сармата устанавливается перерыв: здесь отсутствуют низы X горизонта и значительная часть «криптомактровых» глин, а общая мощность среднего сармата местами сокращается до 80 м (скв. № 145).

Верхний сармат. Аналоги «червячковой» толщи на Анастасиевско-Троицкой площади не превышают 50 — 60 м. Выше залегают глины темно-серые, неизвестковистые и зеленовато-серые известковистые подчиненными прослоями (в среднем 0,1 — 0,2 м) глинистых алевролитов; на некоторых участках площади отмечаются более мощные песчаные пласты (до 2 -3 м), которые группируются в два горизонта (II и VII-а в промысловой номенклатуре).

Верхняя граница подъяруса проводится в подошве VIII горизонта, в интервале которого в скважинах №910, 943 и др. обнаружены мэотические фораминиферы. Мощность верхнего сармата колеблется от 200 м на крыльях складки до 80-100 м. в своде, причем на Анастасиевском участке, залегая с размывом на среднем сармате, он в свою очередь трансгрессивно перекрывается мэотисом. [8]

Мэотический ярус

Мэотические отложения представлены глинами с прослоями песчано-алевритовых пород, которые группируются в мощные пачки коллекторов, выделяемые в промысловой практике под названием IV, IVa , V, VI, VIa, VIIи VIII горизонтов. В нижней части разреза мэотические отложения сложены чередующейся толщей алевролитово-глинистых пачек. Алевролиты сравнительно рыхлые, светлые, а иногда темного цвета, ровнослоистые. Глины зеленовато-серые неизвестковистые с примесью алевритового материала с линзами доломита. Алевролиты являются коллекторами. Пачки алевритово-глинистых пород, разделенные друг от друга глинами, выделены как самостоятельные горизонты (VIII, VII, VI, VIa, V, IVa и IV).

В основании мэотиса залегает VIII горизонт — пачка рыхлых, светло-серых кварцевых алевролитов и уплотненных мелкозернистых песков с подчиненными пропласткамн глин, мощностью до 40 м. Раздел между VIII и VIIгоризонтами сложен глинами темно-серыми, слоистыми, неизвестковистыми. Выше в интервалах VII, VIа, VI, V и IVа горизонтов наблюдается чередование алевритов, слабо сцементированных алевролитов и глин. Среди глин преобладают темно-серые, неизвестковистые разности со значительной примесью алевритовогоматериала и скоплениями обуглившихся растительных остатков. Мощность отдельных горизонтов непостоянна по площади и изменяется от нескольких метров до 50 — 60 м. На некоторых участках наблюдается полное замещение песчаных пород глинами. [8]

Месторождение кирпично-черепичных глин в Татарстане

... промышленно-генетический тип месторождений кирпично-черепичных глин Татарстана приурочен к ... гравийных смесей, значительная часть гипсового камня, бентонитовой глины и бентопорошка, свыше ... месторождениями являются Бавлинское, Первомайское, Бондюжское, Елабужское, Собачинское. Вместе с нефтью добывается попутный газ -- около 40 мі на 1 тонну нефти. Известны несколько незначительных месторождений ...

Залежь VII горизонта. VII горизонт (нижняя часть мэотиса) хорошо развит в восточной части складки, на Троицком участке. К Анастасиевскому участку он выклинивается образуя ловушку, но не содержит при этом скоплений нефти. Лишь на Анастасиевском участке близ диапирового ядра наблюдается нефтенасыщение маломощных, чередующихся с глинами линзовидных прослоев алевролитов, занимающих в разрезе место VII горизонта. Залежь не имеет существенного промышленного значения, однако представляет интерес при решении вопросов формирования залежей на Анастасиевском участке.

Залежи VI-а горизонта. К VI-а горизонту приурочено 4самостоятельных залежи. Одна из них, более крупная, находится на Анастасиевском своде, три — на Троицком.

Анастасиевская залежь нефти VI-а горизонта ограничена с востока и юго-востока линией выклинивания коллекторов, и частично, диапировым ядром, с остальных сторон — внешним контуром нефтеносности. Залежь разделена сбросами на три блока с самостоятельными водонефтяными контактами на отметках -1585 м.- 1610 м. В центральной части залежи имеется выход диапирового ядра. [7]

Залежи VI-а горизонта на Троицком участке расположены в разрезе друг над другом и связаны с маломощными, не выдерживающимися по площади прослоями алевролитов, имеющими в плане причудливую форму. Границами залежей служат внешние контуры нефтеносности и линии выклинивания коллекторов.

Нефтяные залежи V и VI горизонтов. На Анастасиевском участке были получены притоки нефти из отдельных линзовидных прослоев VI горизонта вблизи диапирового ядра.V горизонт здесь вообще отсутствует. Своё развитие в пределах Анастасиевско-Троицкой структуры оба горизонта получили на Троицком участке, особенно в его восточной части, где эффективные мощности V горизонта достигают величины -28 м., а VI-26 м. Обе залежи отличаются сложным характером водонефтяных контактов, что связано, по-видимому, с неравномерным насыщением нефтью и образованием небольших самостоятельных залежей в условиях частого чередования глин с песчано-алевритовыми прослоями.

Залежи IV-а горизонта. В пределах месторождения, между V и IV горизонтами, а там, где отсутствует V горизонт — между VI и IV, развиты непостоянные прослои, получившие наименования IV-а горизонта. С этими прослоями алевролитов, обычно глинистых, связаны не имеющие самостоятельного промышленного значения, слабо изученные залежи.

Газонефтяная залежь IV горизонта.IV горизонт разделяется на 2 части — верхнюю песчано-глинистую(ВПГЧ), и основную песчаную часть(ОПЧ).

Песчано-глинистая часть сложена чередованием прослоев алевритов, алевролитов, глинистых песчаников и глин. В основной части главную роль играют рыхлые разности — кварцевые пески, алевриты. Песчаники и алевролиты имеют подчиненное значение. Встречаются прослои глин и плотных непроницаемых пород (сливные песчаники и мергели) но их мощность и распространение невелики. Эффективная мощность коллекторов песчано-глинистой части редко превышает 20 м; в некоторых случаях она уменьшается до нуля. Эффективная мощность основной части изменяется в широких пределах — от 30 до 100 метров и более.

ДИПЛОМНЫЙ ПРОЕКТ/РАБОТА Тема работы Технология ремонта линейной ...

... покрытие на действующем магистральном газопроводе. Цель работы: описать технологию ремонта линейной части магистрального газопровода с заменой изоляции, ... направленная на техническое перевооружение и капитальный ремонт магистрально газопровода и объектов газотранспортной системы. При ... технология работы может применяться при ремонте трубопроводов со схожими условиями. Дипломная работа выполнена ...

Предполагается, что верхняя песчано-глинистая часть отделена от основной части глинистым разделом, развитым почти на всей площади месторождения. [7]

В подошве залегают средне- и крупнозернистые разности с включениями (до 10 см) галек, кварца, мергелей и других пород. Максимальная мощность IV горизонта установлена на северном крыле складки в пределах Троицкого участка — около 130 м.

Разрез мэотиса характеризуется очень выдержанной по площади пачкой (до 25 м) глин темно — и оливково-серых, жирных, обычно неизвестковистых.

В нижней, большей по мощности части мэотиса (в интервале V-VIII горизонтов), встречается разнообразная фауна полносоленого типа.

Коллекторами нефти и газа IV мэотического продуктивного нефтегазового горизонта, по данным исследования керна являются пески, песчаники, алевриты и алевролиты. Эти отложения отделены от нижележащих и вышележащих коллекторов прослоями глин.

В IV горизонте содержится заметно обедненный комплекс микрофауны, представленный единичными нонионидами, дискорбисами и др., из моллюсков — встречаются лишь конгерии, гидробии, иногда абры. Эти комплексы позволяют выделять в мэотисе два горизонта — нижний и верхний.

Общая мощность яруса колеблется от 420 м на крыльях (скв. № 2) до 220 м в присводовой части складки (скв. № 125).

Плиоцен

Понтический ярус

Отложения понта в основном представлены глинами. Среди глин отмечаются три участка распространения песков, алевритов, песчаников и алевролитов (I, II, III горизонты).

В нижней части понта залегают глины серые, известковистые, неяснослоистые, нередко переполненные раковинами. Мощностью до 120-150 м в самых низах, в интервале 30-40 м глины содержат гнезда и пропластки алевритов и несколько пластов (0,2 — 0,5м) доломитизированных мергелей, а непосредственно выше последних по всей площади прослеживается 20-метровая пачка глин почти черных, слоистых, неизвестковистых. Мощность понтических отложений колеблется от 650 до 787 м. [8]

В средней части яруса выделяются два самостоятельных песчаных горизонта -II и III,сложенные светло-серыми мелкозернистыми кварцевыми песками, рыхлыми неизвестковистыми алевролитами. Мощность II горизонта около 20 м, III горизонт имеет крайне непостоянную мощность песков, она изменяется от 0 до 125 м.

Фауна в песках встречается редко и состоит из немногочисленных парадакн, дрейссенсий и пресноводных моллюсков; находки раковин CongeriasubrhomboideaAndrus, в песках IIи III горизонтов позволяют относить их вместе с нижележащими глинами к нижнему, новороссийскому подъярусу понта.

Верхняя часть понта (босфорский подъярус) представлена однообразной толщей глин серых, известковистых, местами песчанистых с редкими раковинами (мощностью до 200 м).

Общая мощность яруса постепенно увеличивается с 300 м в присводовой части складки (скв. № 115, 135) до 500 м на крыльях (скв. № 2 ).

Киммерийский ярус

В разрезе киммерия четко выделяются две толщи: нижняя — глинистая («рудные слои») и верхняя — песчаная («надрудные слои»).

Мощность изменяется от 290-370 м. Нижняя часть, мощностью до 300 м сложена очень однообразными темно-серыми, неяснослоистыми, неизвестковистыми глинами с редкими пропластками сидеритов (до 0,1 м); в них отмечены только трудноопределимые обломки раковин кардиид и дрейссенсий, однако в подошвенной части этой толщи в интервале около 50 м, где наблюдается чередование темно-серых, неизвестковистых и серых, известковистых глин, довольно часто встречаются раковины ParadachadeformisEbers и другие формы, свойственные азовскому горизонту киммерия. Вышележащие глины, по аналогии с соседними площадями Тамани, могут быть отнесены к камышбурунскому горизонту. В верхней половине «рудных слоев» наблюдается пачка (до 2,5 м.) переслаивания песков, алевролитов и глин (I промысловый горизонт).

[8]

Вверх по разрезу глины обогащаются песчано-алевритовым материалом и постепенно сменяются песками «надрудных слоев», которые соответствуют верхнему, пантикапейскому горизонту киммерия. Граница с куяльницким ярусом проводится в кровле нижней монолитной пачки песков, достигающей 100 м, выше которой в глинистых пропластках встречаются куяльницкие моллюски. Следует отметить, что замещение «рудных» глин «надрудными» происходит на разных уровнях, поэтому стратиграфическое положение этих «слоев» не выдерживается по площади. Максимальная мощность киммерия около 450 м.

Куяльницкий ярус

В куяльницком ярусе выделяются три литологически различные толщи: нижняя и верхняя — песчаные и средняя — глинистая, причем мощность последней очень непостоянна,вследствие замещения глин в подошве и кровле песками: в среднем она равна 150 — 200 м. Здесь преобладают глины голубовато-серые, слоистые, известковистые с подчиненными прослоями песков, иногда мергелей и лигнитов; нередки скопления раковин моллюсков, образующие тонкие (до 2 — 3 см) пропластки глинистых ракушечников различными пресноводными формами.

Нижняя часть куяльника представлена серыми, мелкозернистыми, преимущественно кварцевыми песками и алевритами, с редкими пропластками глин; мощность их около 150 — 170 м. Они подстилаются песками киммерийского яруса и составляют с ними единую песчаную толщу «надрудных слоев». Разрез плиоцена венчает «верхняя песчаная пачка» мощностью до 300 м, состоящая из чередующихся слоев мелкозернистых песков и пестроокрашенных, обычно неслоистых, песчаных глин; отдельные прослои глин и песков плохо выдерживаются по площади.

Значительная часть «верхней песчаной пачки» на основании находок раковин DreiensiatheodorivarkubanicaKrest,должна быть отнесена к куяльницкому ярусу и только самые верхи её, где преобладают пестроокрашенные, бесструктурные глины континентального типа, могут отвечать краснодарскому горизонту (аналогу апшеронского яруса).

Из-за недостатка керна верхняя граница куяльника, как и граница между плиоценом и антропогеном, проводится условно. Общая мощность куяльницкого яруса не менее 400-450 м. [8]

Антропоген

В основании антропогеновых отложений на глубинах 50 — 80 м от поверхности прослеживается пачка грубозернистых, плохо отсортированных песков с гравием и несколькими пластами галечников. Выше наблюдается переслаивание различных по окраске глин и разнозернистых песков, залегающих большей частью линзовидно; в них встречаются только раковины пресноводных моллюсков. В кровле антропогена непосредственно ниже почвенного слоя залегают лёссовидные суглинки. [8]

Таким образом, на Анастасиевско-Троицкой площади скважинами вскрыт разрез осадочных образований от антропогена до майкопа включительно.Большое количество скважин, керна, промыслово-геофизических данных позволили детально изучить геологическое строение Анастасиевско-Троицкого месторождения.

3.2 Тектоника

Анастасиевско-Троицкое месторождение приурочено к одноименной антиклинальной складке, расположенной в центральной части Западно-Кубанского краевого прогиба.

Современным представлениям о строении Западно-Кубанского прогиба предшествует довольно длительная эволюция взглядов, краткая характеристика которых необходима для более полного понимания особенностей строения месторождения. [1]

Изучением детального строения Западно-Кубанского прогиба занимались такие ученые как: М.В. Муратов, Е.Ф. Щерик, Ю.А. Косыгин, С.И. Горлов, Н.М. Карпенко, М.Р. Пустыльников, А.Н. Шарданов и др.

В 1955 г. М.В. Муратов выделил Индоло-Кубанский прогиб, прилегающий к восточному окончанию Крымских гор, к Керченскому полуострову и к западному окончанию Кавказа и представляющий собой южную, наиболее прогнутую часть Азово-Кубанской впадины.

Е.Ф. Щерик в том же году выделил в южной части Прикубанской низменности одноименный краевой прогиб с осью, расположенной на линии г. Краснодар — станица Анастасиевская. Прикубанский прогиб рассматривал Е. А. Щерик, как часть Индоло-Кубанского прогиба.

Ю.А. Косыгин, С.И. Горлов и Н.М. Карпенко представили схему тектонического строения Западного Предкавказского прогиба, в общих чертах близкой к схеме строения Прикубанского прогиба, Е.А. Щерика. По схеме авторов, Западный Предкавказский прогиб состоит из следующих элементов: 1) внутреннее крыло 2) осевая зона 3) внешнее платформенное крыло 4) Керченско-Таманская зона 5) Южно-Керченская ступень 6) Лабинский прогиб 7) Майкопское краевое поднятие.

М. Р. Пустыльников опубликовал в 1957 году тектоническую схему, согласно которой в Западном Предкавказье выделяется Азово-Кубанский и Восточно-Кубанский прогибы, разделенные Адыгейским поднятием. В том же году И.П. Жабревым отмечено, что Азово-Кубанский передовой прогиб разделен Ханьковским выступом на две впадины — Славянскую и Афипскую.

В 1958 г. А.Н. Шардановым расширены представления о строении прогиба. Северная впадина получила название Славянско-Рязанской, южная — Адагумо-Афипской. Разделяющее их Анастасиевско-Троицкое поднятие (Ханьковский выступ по И.П.Жабреву), с востока и запада, было названо Курчано-Мингрельским. В качестве западной границы прогиба принимался Джигинский поперечный разлом. Керченско-Таманская область развития диапировых структур в состав прогиба не включалась.

В решении совещания геологов — нефтяников Северного Кавказа » О структурно-тектоническом районировании Предкавказья и употребления терминологии» (1958г.).

Курчано-Мингрельское поднятие было названо Анастасиевско-Краснодарским, передовому прогибу было дано название Индоло-Кубанского, а его восточная часть, расположенная в пределах Краснодарского края, названа Западно-Кубанским прогибом. [7]

Западно-Кубанский прогиб, соответствующий большей, восточной части Индоло-Кубанского прогиба, представляет глубокопогруженную структуру. Он ограничен на севере Новотитаровским глубинным разломом. Восточным ограничением прогиба служит поперечная структура — Адыгейский выступ. Южной границей прогиба с мезозойским складчатым сооружением Кавказа является шовная зона — Ахтырский глубинный разлом (рисунок 2).

Рисунок2-Схема тектонического районирования Северного Кавказа [1]

• границы тектонических элементов;
• 2 — зоны глубинных разломов, разделяющие крупные геотектонические области;
• 3 — горные сооружения Большого Кавказа;
• 4 — разломы фундамента и нарушения в осадочном чехле.

Тектонические элементы: I — Центрально-Азовская зона поднятия; II — Северо-Азовская зона прогибов; III — Западно — Кубанский прогиб ; IV — Ростовский выступ; V — Ейско-Березанская зона поднятия; VI — Тимашевская ступень; VII — Адыгейский выступ; VIII — Восточно-Кубанский прогиб; IX — Пролетарский прогиб; X — Сальское поперечное поднятие; XI — Тузловский прогиб; XII — Гудиловский прогиб; XIII — Прикумский прогиб; XIV — Ставропольское сводовое поднятие;XV — Арзгирское поднятие; XVI — Чернолесский прогиб; XVII — Минераловодский выступ; XVIII — Прикумско-Тюленевский вал; XIX — Моздокский выступ; XX — Терско-Каспийскийпрогиб; XXI — Ремонтненский блок; XXII — Бузгинский блок; XXIII — Промыслово-Цубукский блок; XXIV — Астаханская зона поднятия.

Представления о поднятии, разделяющем прогиб на две синклинали, были расширены и оно было переименовано в Анастасиевско-Краснодарскую антиклинальную зону. Антиклинальная зона включала в себя антиклинальные складки от Елизаветинской, расположенной вблизи г. Краснодара, до Голубицкой, находящейся на Тамани. Наиболее крупным звеном Анастасиевско-Краснодарской антиклинальной зоны являлась Анастасиевско-Троицкая

Анастасиевско-Краснодарская антиклинальная зона.

Прослеживается в осевой части Западно-Кубанского прогиба, разделяя его синклинали — Адагумо-Афипскую и Славянско-Рязанскую. [7]

Антиклинальная зона начинется у г. Краснодара, тянется параллельно оси прогиба в сторону Таманского полуострова. Складки юго-восточной части зоны — Елизаветинская, Марьянская, Мингрельская — небольшие по размерам (4х2 км) и амплитуде (25м).

На поверхности Прикубанской низменности они не отражаются.

Наиболее крупным звеном антиклинальной зоны является Анастасиевско-Троицкая структура, объединяющая две складки — Троицкую на юге-востоке и Анастасиевскую на северо-западе.

Важной особенностью Анастасиевско-Троицкой структуры является участие в её строении погребенного диапирового ядра, сложенного майкопскими глинами. Самая приподнятая часть ядра получила отражение на поверхности в виде пологого холма. [7]

В западной части зоны выделяются Западно-Анастасиевская и Курчанская антиклинали, купол Миска (у г. Темрюка) и Голубицкая складка, продолжение которой находится под акваторией Азовского моря.

Анастасиевско-Троицкая структура

Анастасиевско-Троицкая складка (рисунок 3) является частью Анастасиевско-Краснодарской антиклинальной зоны.

Брахиантиклинальная складка северо-западного простирания погружается в юго-восточном направлении. Размеры её 27,5 x 2,5 км, амплитуда около 400 м Складка имеет две вершины — Анастасиевскую и Троицкую. В сводовой её части устанавливается узкое ядро нагнетания, образованное брекчиевидными породами майкопских глин. В строении складки участвуют отложения от верхнемайкопских до четвертичных влючительно.

Анастасиевская складка имеет симметричное строение с углами падения до 10°-14°. Троицкая складка, имеющая два купола, расположена на 60 м ниже свода Анастасиевской складки, отличается более пологим строением, с углами падения пород на крыльях 4°-5°.Точных данных насчет присутствия разрывов и их расположения не имеется, но косвенным подтверждением их существования является сложное распределение нефти и воды в коллекторах.

Рисунок 3 — Геологический разрез Анастасиевско-Троицкого газонефтяного месторождения [1]

а — структурная карта по кровле горизонта IV (мэотис);

б — геологический разрез по линии I — I: 1 — контур нефтеносности,

• нефть, 3 — газ, 4 — диапир майкопских глин

Анастасиевско-Троицкая складка находится в восточной части зоны развития диапиров. Это зона охватывает весь Таманский полуостров. С юга зона ограничена Анапским и Ширванским выступами и северным крылом мегантиклинория Большого Кавказа, с севера — осевой линией Западно-Кубанского прогиба. Зона выделена по генетическим признакам: все входящие в ее состав складки осложнены явлениями диапиризма, связанными с нагнетанием пластичных майкопских глин в своды. Кроме Таманского полуострова и участка центральной части прогиба, в зону включены западная часть южного борта прогиба (Варениковская ступень по В.И. Корнееву) и западная часть Адагумо-Афипской синклинали (Адагумская междиапировая синклиналь).

[7]

Ловушка IV горизонта ограничена на Анастасиевско-Троицкой структуре изогипсой — 1600 м кровли IV горизонта. Большую часть её занимает нефтегазовая залежь; меньшая часть занята водой. Длина залежи 24 км, ширина от 2 км на Анастасиевскому частке до 2,8 км на Троицком.

На рисунке4 проиллюстрировано геологическое мэотического горизонта месторождения.

Рисунок 4 — Геологический разрез IV меотического горизонта Анастасиевско-Троицкого месторождения:

• пески; 2-глины, 3-пески с глинами, 4-плотные породы [1]

Важным моментом в изучении тектоники месторождения явилось бурение скважины № 634 на своде Анастасиевской складки в 1961 г. Непосредственно под отложениями понтического яруса, на глубине 1364 м, скважина вскрыла перемятые майкопские глины.

Место Анастасиевско-Троицкой складки в Западно-Кубанском прогибе хорошо объясняется тектонической схемой В.И. Корнеева (1967 г.), согласно которой прогиб разделяется на следующие части: 1)Зона развития диапира 2)Зона южного борта прогиба 3)Славянская синклиналь 4)Зона северного борта прогиба 5)Афипская синклиналь.

Все складки, расположенные западнее Анастасиевско-Троицкой, являются диапировыми (или криптодиапировыми).

Складки восточной части Анастаиевско-Краснодарской зоны генетически не связаны с явлениями диапиризма, расположенными западнее, и включались в одну с ними зону без достаточных оснований.

Разведочным и эксплуатационным бурением Анастасиевско-Троицкая складка изучена по отложениям плиоцена и миоцена. По данным сейсмических исследований, в нижнем палеогене наблюдается слабый антиклинальный перегиб условного сейсмического горизонта, а в меловых отложениях на месте антиклинали наблюдается синклиналь.

В основании миоцен-плиоценовой складки залегает мощное диапировое ядро, сложенное перемятыми майкопскими глинами.

Пробуренные на небольших расстояниях (260 — 270 м) от скважины № 380 скважины № 390, 395, 400, и 405 вскрыли IV горизонт на отметках 1610 — 1640 м, в среднем на 300 м выше, чем в скважине № 380. По данным этих скважин участок имеет ряд деформаций пластического и разрывного характера. В общем случае он опущен, причем амплитуда опускания затухает постепенно кверху, и представляет собой типичную грязевулканическую воронку оседания.

Амплитуда оседания участка скв. № 5 и 380 достигает 300 м. А к верху она постепенно затухает. В верхнем понте разрывы уже не прослеживаются, но прогибание слоев над воронкой заметно в верхнем плиоцене. Даже в современном рельефе в районе скв. № 380 наблюдается небольшая депрессия. Столь длительный процесс прогибания обязан, видимо, постепенному уплотнению толщи сопочной брекчии.

На основании прямых и косвенных признаков диапиризма, с учетом общего характера структуры, можно сделать вывод об участии в строении крупного диапирового ядра, сложенного перемятыми глинами майкопской серии. К косвенным признакам диапиризма на Троицком участке можно отнести сильные сужения стволов скважин при бурении в верхнемайкопских глинах, в отложения карагана и чокрака. Наиболее активно ядро проявило себя на Анастасиевском участке месторождения.

Необходимым условием диапиризма является присутствие мощной толщи высокопластичных пород, способных изменять свою форму под действием различных нагрузок. [7]

На Анастасиевско-Троицком месторождении разрывные нарушения получили развитие на Анастасиевском участке над диапировым ядром.

Происхождение разрывов типа сбросов обусловлено здесь характером развития диапирового ядра после его захоронения под толщей осадков. При своем стремлении вверх ядро, раздвигая крылья складки, создает растягивающие усилия на своде, следствием чего являются сбросы и сводовые грабены.

Разрывы представлены сбросами с амплитудой 20 — 30 м, реже превышает 40 м. Количество их увеличивается вверх по разрезу от мэотического яруса до куяльницкого. Плоскости сбрасывателей, как правило, падают в сторону ядра. Сбросы, продольного направления и радиального, расходящиеся от ядра, образуют сложную систему, влияющую на распределение газа во II и III горизонтах понта. Для мощной песчаной пачки IV горизонта сбросы не играют экранирующей роли, однако, в отдельных случаях оказывают влияние на распределение мощностей газовой шапки (район скв. № 103 — 116).

В пределах Троицкого участка крупные сбросы в мэотисе отсутствуют. По конфигурации изогипс, можно судить о том, что небольшие разрывы, с амплитудой 5 — 10 м, имеются и здесь, в основном, в юго-восточной, периклинальной части складки. [7]

В 1958 — 1959 гг. при изучении газовых залежей в отложениях понта и киммерия геологом Е.К. Церельчуком были выделены многочисленные разрывные нарушения. Но, в последующие годы в отчетах М.В. Фейгина и М.А. Шаулова роль разрывов в строении месторождения не учитывалась, а главную роль играли литологическая изменчивость пород, непостоянство мощностей песчаных образований.

Изучение истории развития складки в связи с диапиризмом позволило подойти к вопросу о разрывах на Анастасиевско-Троицком месторождении с принципиально иных позиций. Образование разрывов здесь представляет вполне закономерное явление и происходит, видимо, за счет 3-х основных причин:1) Растяжение свода растущим диапировым ядром. 2) Оседание участков свода в связи с уменьшение объема ядра в процессе освобождения его от избытков воды и углеводородов и вследствие перемещения масс брекчии внутри ядра. 3) Оседание пород при компенсации выноса больших объемов грязевулканической брекчии.

Методика выявления разрывов заключалась в анализе ряда структурных поверхностей (в основном по выдержанным реперам), отметок ВНК и ГНК корреляции разрезов скважин, расположенных в осложненных зонах. Благодаря наличию в глинах понта и нижнего киммерия целого ряда каротажных реперов, выпадение разрезов устанавливается, в большинстве случаев, однозначно. [8]

Таким образом, Анастасиевско-Троицкое месторождение приурочено к одноименной антиклинальной складке, в достаточной степени освещено по результатам разведочного и эксплуатационного бурения по отложениям плиоцена и миоцена. Строение Анастасиевско-Троицкой складки показано на геологическом разрезе (рисунок 4) кровли IV горизонта.

3.3 Нефтегазоносность

Анастасиевско-Троицкое газонефтяное месторождение- крупнейшее в Западном Предкавказье (рисунок 5).

Оно многопластовое, с широким стратиграфическим диапазоном нефтегазоносности — от киммерийского яруса до чокракского включительно.

Рисунок 5-Обзорная карта нефтяных и газовых месторождений Азово-Кубанской нефтегазоносной области[1]

Месторождения: 1 — Северо — Кущевское,2 — Кущевское, 3 — Екатериновское, 4 — Староминское, 5 — Ленинградское, 6 — Бейсугское, 7 — Каневское, 8 — Лебяжье, 9 — Челбасское, 10 — Крыловское, 11 — Сердюковское, 12 — Березанское, 13 — Усть — Лабинское, 14 — Двубратское, 15 — Ладлжское (нижний мел), 16 — Некрасовское, 17 — 18 — Юбилейное (юра) и Ладожское (сармат), 19 — Великое, 20 — Темиргоевское, 21 — Алексеевское, 22 — Малороссийское, 23 — Митрофановское, 24 — Ловлинское, 25 — Кавказское, 26 — Соколовское, 27 — Южно — Соколовское, 28 — Армавирское, 29 — Советское, 30 — Южно — Советское, 31 — Александровское, 32 — Бесскорбиенское, 33 — Убеженское, 34 — Николаевское, 35 — Северо — Николаевское, 36 — Баракаевское, 37 — Тульское, 38 — Майкопское, 39 — Ширванское, 40 — Безводненское, 41 — Краснодагестанское, 42 — Самурское, 43 — Нефтегорское, 44 — Нефтянское, 45 — Восковая Гора, 46 — Хадыженская площадка, 47 — Хадыженское, 48 — Кабардинское, 49 — Асфальтовая Гора, 50 — Широкая Балка, 51 — Кура — Цеце, 52 — Кутаисское, 53 — Абузы — Апчас, 54 — Мирная Балка, 55 — Ключевое, 56 — Дыш, 57 — Калужское, 58 — Новодмитриевское, 59 — Восточно — Северское, 60 — Северское, 61 — Азовское, 62 — Убинское, 63 — Зыбза-Глубокий Яр, 64 — Холмское, 65 — Ахтырско -Бугундырское, 66 — Северо — Ахтырское, 67 — Абино — Украинское и Левкинское, 68 — Украинское, 69 — Крымское, 70 — Северо — Крымское, 71 — Кудако — Киевское, 72 — Кеслеровское, 73 — Адагумское, 74 — Курчанское, 75 — Западно-Анастасиевское, 76 — Анастасиевско — Троицкое, 77 — Северо — Анстасиевское, 78 — Славянское, 79 — Фрунзенское, 80 — Красноармейское, 81 — Южно-Андреевское, 82 — Фонталовское, 83 — Старотиторовское, 84 — Стрельчанское, 85 — Камышеватое, 86 — Джигинское, 87 — Благовещенское, 88 — Витязевское, 89 — Дообское, 90 — Прасковеевское, 91 — Пшадское, 92 -Архипо — Осиповское.

Промышленная нефтегазоносностъ месторождениясвязана с отложениями мэотического, понтического и киммерийского ярусов, причем, наблюдается следующая закономерность в распределении нефти и газа по разрезу: в нижней части мэотиса имеются только нефтяные залежи (VII, VI-a, VI, V, IVa горизонты), верхняя часть (IV горизонт) содержит крупную газонефтяную залежь, в понтическом и киммерийском ярусах установлены только чисто газовые залежи (III,II,I горизонт).

Из отложений нижнего сармата, караганского и чокракского горизонтов были получены небольшие притоки нефти, но промышленные скопления в них не обнаружены(рисунок 6).[5]

Рисунок 6 -Принципиальная схема месторождения, приуроченная к диапировой структуре [1]

В процессе разведочных работ были получены притоки нефти и газа из сарматских и среднемиоценовых отложений, но промышленных залежей в них не установлено.

Условия залегания нефти и газа контролируются сводом складки, характером поведения коллектора и, в ряде случаев разрывными нарушениями и диапировым ядром.

На Анастасиевско-Троицком месторождении все залежи нефти и газа приурочены к песчано-алевритовым коллекторам. Все залежи являются пластовыми и сводовыми. Большинство из них частично ограничены литологически. [5]

Пластовый резервуар IV горизонтапредставлен мощной (до 156 м) пачкой песчано-алевритовых пород, с высокими коллекторскими свойствами, широко развитой на большей части Западно-Кубанского прогиба. С ним связан ряд залежей нефти и газа. Самой крупной из них является газонефтяная залежь, приуроченная к Анастасиевско-Троицкой складке, образующая пластовую сводовую ловушку, в которой сосредоточены почти все известные запасы нефти и газа IV горизонта. Небольшие газонефтяные залежи в IV горизонте имеются на Курчанской диапировой и Западно-Анастасиевской криптодиапировой складках. К северу от Анастасиевско-Троицкого месторождения залежи обнаружены на Славянской, Фрунзенской и Красноармейской складках, а в пределах южного борта нефтеносность IV горизонта установлена в Кеслеровском «заливе» и на Джигинской

Отличительной особенностью залежи является наличие огромной газовой шапки, превышающей по объему нефтяную часть залежи в несколько раз. Нефтяной слой этажом — 20 — 25 м и огромной газовой шапки этажом 156 м на Анастасиевском участке и 95 м на Троицком. [5]

Начальное положение газонефтяного контакта по данным геофизических исследований определено на отметке — 1502 м.

Водонефтяной контакт изменяется от- 1521 м на западе Анастасиевского участка до — 1532 м на восточной периклинали Троицкой складки.

Выделение нефтеносных участков, именуемых в дальнейшем с некоторой условностью залежами, производилось по данным опробования и эксплуатации IV-а горизонта, а также качественной интерпретации материалов геофизических исследований скважин.

На Анастасиевском участке выделено 5 залежей нефти, на Троицком — 14. [6]

Анастасиевский участок.

Залежь 1-А. Охватывает значительную часть Анастасиевского свода к северо-западу от большого выступа диапирового ядра. Залежь разделена сбросовыми нарушениями на 4 блока.

Блок 1. Все скважины данного блока вскрывают IV-а горизонт в условиях нефтенасыщения. ВНК принимается на отметке — 1544м, соответствующей отметке подошвы нефтенасыщенных прослоев в скв. № 204. С северо-запада блок ограничен внешним контуром нефтеносности, с остальных сторон — двумя расходящимися сбросами и на небольшом участке — малым выступом ядра.

Максимальная нефтенасыщенная толщина достигает 8,1 м Длина блока 2,3 км, ширина по внешнему контуру нефтеносности — 0,5 км.

Блок 2. Находится на северо-восточном крыле Анастасиевского свода. Ограничен с юго-запада и запада основным сбросом и его ответвлением, с юго-востока — большим выступом диапирового ядра, с северо-востока -внешним контуром нефтеносности. Последний проводится в северо-западной части блока по изогипсе — 1538 м по данным геофизических исследований скважин № 365, № 16 и 176, затем опускается к юго-востоку до отметки — 1563 м по данным скважины № 7.

Максимальная нефтенасыщенная толщина VI-a горизонта в блоке достигает 8,8 м, длиной 3,5 км, при ширине блока до 0,75 км. В центральной части блока находится малый выступ диапирового ядра. [6]

Блок 3. Расположен в клине между основным продольным сбросовым нарушением и более мелким сбросом, выделенным на участке скважин № 636, № 622 и 623. С юго-востока и на северо-западе блок частично ограничен линией выклинивания коллекторов. По материалам геофизических исследований скважин № 105 и № 171 внешний контур нефтеносности проводится по изогипсе — 1561 м.

Нефтенасыщенная толщина горизонта в блоке 3 достигает 7,8 м Размеры блока 2,0 х 1,2 км.

Блок 4. Занимает часть юго-западного крыла свода. С северо-востока блок ограничен разрывным нарушением, с остальных сторон, кроме участка скважины № 138, — линией выклинивания коллекторов. По данным скважины № 138 водонефтяной контакт условно отбивается на отметке — 155 м.

Длина блока 2,6 км, ширина 0,6км.

Залежь 2-А. Вскрыта лишь двумя скважинами № 149 и № 184 в присводовой части северо-восточного крыла. Внешний контур нефтеносности ограничивает залежь по изогипсе — 1549 м (подошва нефтенасыщенных прослоев в скважине № 184).

С остальных сторон залежь ограничена линией выклинивания коллекторов.

Залежь имеет незначительные размеры — 670мx260 м. Максимальная нефтенасыщенная толщина 1,8 м. [6]

Залежь 3-А. Расположена в юго-восточной части Анастасиевского свода. Ограничена с северо-запада и юго-востока линиями выклинивания коллекторов, на крыльях складки — внешними контурами нефтеносности. На юго-западном крыле складки контур проводится по изогипсе — 1549 м по геофизическим данным скважин №156, № 168 и др., вскрывшим коллекторы в условиях нефтенасыщения, и скважин № 1, № 9, где коллекторы водонасыщены. На северо-восточном крыле по данным скважины № 827 ВНК отбивается условно на отметке — 1558 м.

Толщина нефтенасыщенных прослоев IV-а горизонта — до 5 м. Залежь имеет неправильную форму, длину 2,4 км при максимальной ширине 650 м.

Залежи 4-А и 5-А. Находятся в юго-восточной части Анастасиевского участка.

Залежь 4-А со всех сторон, кроме юго-западного крыла, ограничена линиями выклинивания коллекторов, границей выклинивания нефтенасыщенных прослоев и границей зоны с низкими коллекторскими свойствами IV-а горизонта. Внешний контур нефтеносности проведён на юго-западном крыле по изогипсе — 1541 м по данным скважины № 489.

Максимальная толщина нефтенасыщенных прослоев 4 м. Длина залежи по контуру нефтеносности 750 м, ширина 200 м.

Залежь 5-А полностью литологически экранирована, имеет неправильную форму, небольшие (800х 300 м) размеры и максимальную нефтенасыщенную толщину 2,2 м. В пределах залежи выделяется водонасыщенная «тупиковая» зона незначительных размеров (скв. № 1261).

Троицкий участок.

В северо-западной части Троицкого участка выделено три небольших залежи нефти: 1-Т на северо-восточном крыле, 2-Т в своде, 3-Т — на юго-западном крыле складки.

Залежь 1-Т вскрыта всего двумя скважинам — № 155 и № 269 и по данным скв. № 155, из которой получена нефть, внешний контур нефтеносности проводится по изогипсе — 1559 м. С остальных сторон залежь ограничена линией выклинивания коллекторов. Её размеры 350 х 200 м.

Залежь 2-Т с северо-запада и юго-востока _: ограничена линией выклинивания нефтенасыщенных прослоев и границей зоны ухудшенного коллектора. Залежь 2-Т занимает повышенную часть Троицкого свода и на юго-западном крыле её границей служит внешний контур нефтеносности, соответствующий изогипсе -1521 м. по материалам скважин № 540 и № 1251. На северном крыле, на участке скважин № 353 и № 1470 выделяется водонасыщенная тупиковая зона.

Нефтенасыщенная толщина прослоев IV-а горизонта в залежи 2-Т достигает 2,6 м. Длина залежи 800 м, ширина 300 м.

Залежь 3-Т выделена в районе скв. № 862, давшей небольшой приток нефти из IV-а горизонта. Условно залежь ограничена эллипсовидной границей выклинивания нефтенасыщенных толщин.

Размеры залежи 320х230 м. Нефтенасыщенная толщина 12 м. [6]

Залежь 4. Расположена на северо-восточном крыле складки, имеет сложную неправильную форму. Большая часть залежи ограничена линией выклинивания коллекторов играницей зоны ухудшения коллекторских свойств IV-а горизонта. Водонефтяные контакты исоответственно внешние контуры нефтеносности определены по скв. № 828 на отметке -1578 м, а поданным скв. № 851, где коллекторы содержат нефть, и скв. № 1750, где они водонасыщены, ВНК отбивается на отметке — 1566 м (между скважинами № 828 и № 851 находится зона отсутствия коллекторов).

Юго-западнее скважин № 877 и 335, в которых коллекторы IV-а горизонтанефтенасыщены, выделяется водонасыщенная зона значительных размеров, литологически экранированная со всех сторон, кроме границы с зоной нефтенасыщения.

Максимальная нефтенасыщенная толщина IV-а горизонта 4,5 м. Длина нефтенасыщенной части 1,5 км, ширина до500 м.

Залежь 5-Т. В сводовой части Троицкой складки выделяется небольшой (700×350м) участок литологически ограниченных коллекторов IV-а горизонта, часть которых содержит воду (скв. № 1817, № 1199), другая, большая по размерам часть, — нефть (скв. № 431 и 808).

Толщина нефтенасыщенных прослоев до 4 м. [6]

Залежь 6-Т. Находится в центральной части Троицкого участка. Коллекторы горизонта развиты здесь от северо-восточного до юго-западного крыла, но имеют многочисленные литологические ограничения (линии полного выклинивания, границы зон ухудшенных коллекторов и пр.), чрезвычайно сложное поведение которыхспособствовало формированию ловушки неправильной формы с многочисленными «заливами».

На северо-восточном крыле границей залежи служит внешний контур нефтеносности, проведённый по данным геофизических исследований и опробования скв. № 64 и 67, давших нефть из IV-а горизонта, и скв. № 800, вскрывшей водонасыщенные коллекторы, по изогипсе -1653 м с постепенным подъёмом до отметки -1647 м на участке скв. № 800.

На юго-западном крыле контур нефтеносности ограничивает залежь на небольшом участке в районе скв. № 1794 и, по данным этой скважины, находится на отметке -1559 м. [6]

Нефтенасыщенные толщины IV-а горизонта на большей части площади залежи не превышают 2м., но на отдельных небольших участках достигают 3 — 5 и более метров (в скважине № 567 -7,6 м).

В районе скв. № 31 на северо-востоке залежи и скв. № 1481 — на юго-западе выделяются водонасыщенные зоны небольших размеров.

Длина залежи по внешнему контуру нефтеносности- 3 км, ширина — до 2км.

Залежь 7-Т. Незначительных размеров (300х130м) залежь нефти выделена на участке юго-западного крыла по данным одной скважины № 694. Нефтенасыщенная толщина 2м. Кроме водонефтяного контура залежь ограничена линией выклинивания коллекторов.

Залежь 8-Т. Приурочена к заливообразной зоне распространения коллекторов на юго-западном крыле. Залежь ограничена с юга внешним контуром нефтеносности, соответствующем изогипсе -1585м по данным скв. № 34 и 779 и линией выклинивания коллекторов. Залежь вытянута в сторону свода на 450 м.

Ширина залежи по контуру нефтеносности 280м. Нефтенасыщенные толщины до 3,1м.

Залежь 9-Т. Литологически ограниченная со всех сторон залежь на южном крыле. Выделена по данным скв. № 692 и 751. Внешний контур нефтеносности условно проводится по изогипсе -1568м. Залежь имеет форму близкую к треугольнику, её размеры по контуру 650м, ширина до 450м, нефтенасыщенная толщина до 4,5м. На участке скв. № 1772 выделяется небольшая водонасыщенная зона. [6]

Залежи 10, 11 13 и 14-Т — небольшие, литологически экранированные залежи нефти, выделенные по одной-двум скважинам (участки скважин № 1799, № 852-381, № 672-673, № 681-755).

Нефтенасыщенные толщины 0,5-2 м.

Залежь 12-Т. Расположена на северо-восточном крыле и в своде структуры. На крыле ограничена внешним контуром нефтеносности на гипсометрических отметках -1628 м. в районе скв. № 522, 533 и -1634 м. на участке скважин № 526, 32, 68. С остальных сторон границей залежи служат линии полного выклинивания коллекторов, выклинивания нефтенасыщенных прослоев, граница зоны с низкими коллекторскими свойствами. Линии литологического ограничения имеют сложную конфигурацию. В границах залежи выделены две небольшие водонасыщнные «тупиковые» зоны.

Размеры залежи по контуру нефтеносности около 3 км, ширина до 1,5 км.Нефтенасыщенные толщины на большей части залежи менее 2м и лишь на локальных участках достигают 3,7 м, 4,2 м и 6,8 м (скв. № 817, 544, 586 соответственно).

[6]

Vгоризонт

Залежь нефти V горизонта относится к пластовой, сводовой, частично литологически экранированной. В структурном отношении залежь приурочена к центральной и восточной частям Троицкого участка Анастасиевско-Троицкой структуры, которая разделяется на две складки -Анастасиевскую и Троицкую, объединенные общими крыльями. Простирание структуры — с северо-запада на юго-восток.

По кровле V горизонта углы падения крыльев Троицкой складки изменяются в пределах 6° — 8° к своду они выклиниваются до 2° — 4°. Углы падения пород на периклинали — 1°- 2°, при этом в сторону периклинали происходит расширение складки. Высшая отметка V горизонта 1534 м.

С северо-запада и запада залежь ограничена линией выклинивания коллекторов. В северо-западной части эта линия имеет довольно сложную конфигурацию,затем несколько выпрямляется и пересекает складку диагональю с востока на запад. Другая линия выклинивания коллекторов экранирует залежь на участке южного крыла (район скважин №779,778,421,850).

С остальных сторон границей служит внешний контур нефтеносности, соответствующий изогипсе-1670 м структурной карты кровли V горизонта.

В течение многих лет существовало представление о наличии в залежи V горизонта небольшой газовой шапки. Анализ геологического строения залежей V и VI горизонтов, проведенный в 1968 г. (М.А.Шаулов, 1968), показал, что залежь V горизонта газовой шапки не имеет. Специальное опробование сводовой части залежи в скв. № 345 полностью подтвердило этот вывод. Ранее к этому же выводу пришел А.И. Хазнаферов по данным исследования пластовых нефтей. Приток газа, полученный в скв. №70 при испытании V горизонта и положивший начало взглядам о газовой шапке был обязан газовой шапке IV горизонта. Он произошел вследствие некачественного цементажа сильно искривленной скважины. [6]

Длина залежи V горизонта 12 км ширина до 2,7 км, этаж нефтеносности — 136 м.

VI горизонт

Песчано-алевролитовая пачка VI горизонта развита в пределах месторождения неповсеместно. На Анастасиевском участке в разрезе выделяется несколько линзовидных маломощных прослоев VI горизонта, в которых имеются небольшие скопления нефти. Основное развитие VI горизонт получил на Троицком участке. Эффективная мощность его меняется здесь в широких пределах, достигая максимума 24 м.

Залежь нефти VI горизонта относится к пластовой, сводовой, частично литологически экранированной. В структурном отношении залежь приурочена к центральной и восточной частям Троицкого участка Анастасиевско-Троицкой структуры.

С северо-запада и запада залежь ограничена линией выклинивания коллекторов, с остальных сторон контуром нефтеносности. Последний с некоторой условностью проведен по изогипсе-1680 м структурной карты кровли VI горизонта.

Длина залежи VI горизонта 12 км, ширина 2,7 км, этаж нефтеносности- 119м. [6]

VI-а горизонт

Серия песчано-алевролитовых прослоев VI-а горизонта, вскрытая в пределах Анастасиевско-Троицкого месторождения, не выдерживается по мощности и литологическому составу, изменяясь в широких пределах.

В VI-а горизонте на Анастасиевско-Троицком месторождении выявлено четыре залежи нефти. Одна из них, наиболее крупная, приурочена к Анастасиевскому своду. Остальные три залежи находятся на Троицком своде. Они связаны с тремя самостоятельными песчаными прослоями VI-а горизонта, разделенными прослоями глин.

Максимальное развитие горизонта наблюдается в северо-западной периклинальной и частично присводовой части Анастасиевской складки, в районе скважин № 20, 130, 145 14 и 135. Эффективная мощность коллекторов достигает здесь 21-23 м. К востоку происходит постепенное уменьшение количества песчаных прослоев и уменьшение их мощностей вплоть до полного выклинивания в районе скважин № 12, 140, 18, 1, 11. Далее к востоку VI-а горизонт отсутствует и появляется вновь лишь в центральной части Троицкой площади (скважины № 562, 870,330 и др.).

VI-а горизонт Анастасиевской площади содержит нефтяную залежь, ограниченную с юга и юго-востока линией выклинивания песчаных прослоев и внешним контуром нефтеносности с остальных сторон. Северо-западная часть залежи характеризуется максимальным развитием ненасыщенных мощностей (21 м в скважине № 135).

К югу и юго-востоку их значения быстро убывают и в скважине № 631 они соответственно равны 3,6 м. На всей остальной юго-восточной части залежи значения ненасыщенных мощностей находятся в пределах от 0 до 3 м, их коллекторские свойства горизонта невысоки. [6]

Положение водо-нефтяного контакта не одинаково для всей залежи. Отметка контакта от 1585 м до -1605 м.На поведении контакта сказывается частое чередование песчаных глинистых прослоев.Этаж нефтеносности VI-a горизонта на Анастасиевской площади равен 75 м.

Геологическое строение VI-a горизонта на Троицкой площади отличается большей сложностью, здесь в толще глин мощностью до 50 м и более залегает ряд песчано-алевролитовых прослоев различной, обычно небольшой мощности. Прослои коллекторов выдерживаются по площади, выклиниваются на одних участках и вновь появляются на других. Детальный анализ каротажных разрезов VI-а горизонта позволил выделить в нем три пачки сближенных между собой песчаных прослоев. Пачки отделены друг от друга мощными глинистыми разделами и, следовательно, не имеют между собой гидродинамической связи. Количество прослоев в каждой пачке колеблется от одного до трех (за некоторыми исключениями).

Поэтому в дальнейшем описании три песчаные пачки для удобства будут именоваться просто прослоями. Конфигурация зон распространения отдельных прослоев и распределение их эффективных мощностей свидетельствуют о неравномерном накоплении песчано-алевролитового материала, связанном с неровностями дна и деятельностью течений. Эффективная мощность песчаных прослоев невелика и лишь в редких случаях достигает 5 м (скв. № 165, 1 прослой).

Каждый из 3-х выделенных прослоев содержит нефтяную залежь. Размеры залежей, так же как и зоны распространения прослоев, увеличиваются снизу вверх.

Залежь нефти первого, верхнего, прослоя пластовая, сводовая с многочисленными литологическими ограничениями, максимальная нефтенасыщенная мощность наблюдается в юго-восточной части залежи (5 м. в скв. № 669).

На остальной части залежи нефтенасыщенные мощности не превышают 2,7 м. Водонефтяной контакт в залежи верхнего прослоя отбивается в среднем на отметке — 1642м. При ухудшении коллекторских свойств он заметно поднимается в сторону свода.Этаж нефтеносности верхней залежи равен 37м. [6]

Залежи нефти среднего и нижнего прослоев так же, как и залежь верхнего прослоя, пластовые с литологическими ограничениями.

Максимальная эффективная (нефтенасыщенная) мощность среднего прослоя приурочена к району скважины № 340 (2,6 м).

На остальных участках залежи она колеблется от 0 до 2 м. Водонефтяной контакт залежи отбивается на отметке — 1645 м. Этаж нефтеносности 20 м.

Залежь нефти нижнего прослоя занимает самую маленькую площадь и фиксируется лишь скважинами № 345, 880, 688, 65. Максимальные эффективные и нефтенасыщенные мощности приурочены к скважинам № 345, 880 (2,6м и 3,5 м соответственно).

Водонефтяной контакт залежи отбивается на отметке — 1648м, этаж нефтеносности нижней залежи 11 м .

Все залежи VI-а горизонта пластовые, сводовые, частично литологически ограниченные. Литологические ограничения связаны с выклиниванием как отдельных прослоев, так и всего горизонта в целом.

VII горизонт

VII горизонт хорошо развит в восточной части складки на Троицком участске. К Анастасиевскому участку он выклинивается, образую сводную литологически ограниченную ловушку, но не содержит при этом скоплений нефти. Лишь, на Анастасиевском участке, близ диапирового ядра наблюдается нефтенасыщение маломощных, чередующихся с глинами линзовидных прослоев алевролитов VII горизонта, образующих три самостоятельных небольших залежи нефти. [6]

В северо-западной части Анастасиевского участка находится основная залежь VII горизонта, которая с востока ограничена диапировым ядром, с юга и запада линей выклинивания коллекторов, с севера контуром нефтеносности.

Водонефтяной контакт определен на отметке — 1606 м, отметке нижних отверстий перфорации скв. № 631 из которой при испытании и в процессе эксплуатации была получена нефть. Этаж нефтеносности 33 м размеры залежи 500 х 700 м.

К востоку от диапирового ядра в результате испытания скв. № 8 была открыта небольшая залежь, ограниченная с западной стороны диапировым ядром, со всех остальных сторон контуром нефтеносности. Водонефтяной контакт принят на отметке — 1666 м, отметка подошвы нефтяного пласта по данным промысловой геофизики в скважине № 8. Отметка нижних отверстий перфорации скв. № 8 -1654 м. Из скважины при освоении и эксплуатации получено безводная нефть. Этаж нефтеносности — 21 м. Размеры залежи 150 х 600 м.

К юго-западу от диапирового ядра скв. № 637, данной при испытании небольшой приток нефти из VII горизонта открыта небольшая залежь нефти. Залежь с севера ограничена диапировым ядром и линией выклинивания коллекторов, с юга контуром нефтеносности. Водонефтяной контакт по данным промысловой геофизики и результатам испытания скв. № 637 определен на абсолютной отметке — 1537,4 м. Этаж нефтеностности 7,4 м. Размеры залежи 250х300 м. [6]

Таким образом, можно сказать, что Анастасиевско-Троицкое месторождение является полностью изученным с точки зрения геологического строения, но на отдельных участках месторождения продолжается доразвека. Наиболее крупной в Анастасиевско-Краснодарской зоне является ловушка, приуроченная к Анастасиевско-Троицкой структуре, в которой сконцентрированы почти все известные на сегодняшний день запасы нефти и газа IV горизонта, в V и VI горизонтах содержатся довольно крупные залежи нефти. Залежи нефти IV-а, VI-а и VII горизонтов не имеют большого промышленного значения.

3.4 Свойства и состав пластовых флюидов

Газы понтических (III, II) и киммерийских (I, I-а) горизонтов очень близки друг к другу по физико-химической характеристике. В основном они состоят из метана (96-99% по объему).

Этана содержится от 0,41 до 2,60%. Пропан и бутан встречаются в виде следов, пентан и высшие — менее 1 %. Содержание углекислоты — от 0,05 до 1,4%.

IV горизонт

Нефти IV горизонта тяжелые, смолистые, малопарафинистые., относятся к нафтеново-ароматическому типу. Удельный вес их закономерно изменяется по площади месторождения от 0,890-0,900 на западе Анастасиевского участка до 0,915-0,920 в восточной части Троицкого участка. Газ из газовой шапки обладает удельным весом 0,623-0,650 (по воздуху), содержит в среднем 90,9% метана, 3,14% этана, 0,15% пропана, 0,14% бутана, 0,92%; пентана и высших и 4,77% углекислоты.

По залежи IV горизонта давление насыщения нефти составляет 13,9-15,7 Па, плотность нефти в пластовых условиях изменяется от 813 до 848 кг/м ³ , вязкость в пластовых условиях-от 1,73 до 3,58 мПа *с и в среднем равна 2,56 мПа *с. Газосодержание пластовой нефти по залежи изменяется от 51,5 до 75,1 м³ /т и в среднем составляет 61 м³ /т. Нефть IV горизонта является ценным исходным сырьем для получения нефтепродуктов с низкой температурой застывания. Нефть малосернистая, содержание серы изменяется от 0,138 до 3,15 кг/м³ , малопарафинистая (0,15-1,03 %)

Температура застывания нефти ниже 45 ⁰ С, нефтепродуктов 60⁰ С.Из нефти вырабатываются высококачественные масла, дизельное топливо, авиационный керосин и др. компоненты. Конечным остатком является флотский мазут. [6]

IV -а горизонт

По залежам IV- а горизонта отобрано 6 глубинных проб нефти из 3-х скважин.

По данным анализа глубинных проб нефти из скважины № 627 (Анастасиевский участок) газовый фактор нефти изменяется от 97,9 до 103,2 м ³ /т при плотности нефти в пластовых условиях 754 — 752 кг/м³ . В скв. № 125 плотность пластовой нефти возрастает до 821 кг/м³ и соответственно, снижается газовый фактор до 79.1 м³ /т. Глубинные пробы нефти из скв. № 155-Троицкой изучены недостаточно, ряд важных параметров по ним не определен. Плотность дегазированной нефти по этой скважине составляет 892 кг/м³ , газовый фактор 70,5 — 71,3 м³ /т. [6]

Нефти IV-а горизонта малосернистые (0,134 — 0,334%), слабопарафинистые (до 2,2%).

Их плотность изменяется в целом по горизонту от 849 до 889 кг/м ³ ,однако установить какие-либо закономерности изменения плотности по площади не удается. Самые низкие значения плотности нефти (849 — 854 кг/м³ ) отмечены в нижней пачке в залежах IV и V (скв. № 518, 519, 522).

Средняя величина плотности составляет 871 кг/м³ .

V и VI горизонт

Нефти V и VIгоризонтов очень сходны по физико-химическим свойствам и относятся к группе метаново-нафтеновых, малосернистых (содержание серы до 0,45%).

Удельный вес нефти Vгоризонта изменяется от 0,826 — 0,830 г/см ³ в сводовых частях залежи до 0,880-0,890 г/см³ на крыльях и периклинали складки

По залежам V горизонта давление насыщения нефти составляет 10,79 — 16,28 МПа, в среднем 14,59 МПа, плотность нефти в пластовых условиях изменяется от 680 до 823 кг/м ³ и в среднем равна 756 кг/м³ . Газосодержание в пластовой нефти по залежи изменяется от 60 до 121,6 м³ /т и в среднем составляет 87,7 м³ /т. [6]

По залежам VI горизонта давление насыщения нефти составляет 10,75 — 15,60 МПа, в среднем 13,86 МПа, плотность нефти в пластовых условиях изменяется от 704 до 789 кг/м ³ и в среднем равна 744 кг/м³ . Газосодержание пластовой нефти по залежи изменяется от 73,0 до 121.0 м³ /т и в среднем составляет 95,3 м³ /т, объемный коэффициент от 1,18 до 1,28 и в среднем составляет 1,23.

VI-а горизонт

Нефть VI-а горизонта Анастасиевской площади обладает удельным весом от 869 до 894 кг/м ³ . При этом, максимальный удельный вес (894 кг/м³ ) отмечен в скважине № 174, расположенной у внешнего контура нефтеносности и быстро обводнившейся в процессе эксплуатации.

На Троицкой площади нефть VI-а горизонта практически не отличается от нефти того же горизонта Анастасиевской площади. Удельный вес ее 845 — 854 кг/м ³ .

Нефти VI-а горизонта Анастасиевской и Троицкой площадей малосернистые (0,104 — 0,202 %), парафинистые (до 2,64%) с низкими (-45-50˚С) температурами застывания, с точкой кипения 66-86 ˚С. [6]

VII горизонт

Нефть, полученная из залежи VII горизонта имеет удельный вес 0,883, содержит 47,3% легких фракций и 15,8% акцизных смол.

Таким образом, анализируя компонентный состав и плотность нефтей по всем горизонтам можно отметить, что нефти большинства горизонтов имеют равный диапозон плотностии близкий состав.Сходный компонентный состав нефтей по всем горизонтам свидетельствует о том, что нефти этих горизонтов имеют единый генезис, а так как IV мэотический горизонт контактирует с диапировым ядром, то можно предположить, что диапировоеядро является источником поступления нефти во все горизонты.

3.5 Гидрогеологическая характеристика IV горизонта

горизонт мэотического яруса прослежен бурением на большой площади Западно-Кубанского прогиба.

В западной части северного борта этого прогиба горизонт вскрыт на Петровской, Фрунзенской и Славянской структурах. В восточной части IV горизонт опробован на Ново-Титаровской площади, где из IV горизонта получена пластовая вода в скв. №4. В приосевой зоне прогиба горизонт вскрывался на Курчанской, Мингрельской, Федоровской, Михайловской, Марьянской, Западно-Анастасиевской, Анастасиевско-Троицкой площадях.

Водовмещающими породами в основном являются пески, песчаники, алевриты и алевролиты с высокими коллекторскими свойствами.

Относительно области питания IV горизонта существует два мнения: М.В.Фейгин и Б.М.Яковлев считают, что в пределах Анастасиевско-Троицкого месторождения движение вод происходит с северо-запада на юго-восток, т.е. из наиболее погруженных участков прогиба к его периферии. В.С.Котов имеет противоположную точку зрения и считает вероятным движение вод с юго-востока на северо-запад, т.е. области питания в майкопском районе к очагам разгрузки, которыми являются грязевые вулканы, приуроченные к складкам диапирового типа. Грязевые вулканы по-видимому являются областью частичной разгрузки не только для IV горизонта, но и для всего комплекса, принимающего участие в строении складок диапирового типа.

На схеме гидродинамической зональности IV мэотического горизонта, предложенной В.С.Котовым (1964), Анастасиевско-Троицкое месторождение приурочено к гидродинамической зоне затрудненного водообмена с преимущественным развитием высокоминерализованных вод хлоркальциевого типа.

Несколько позже В.Н.Матвиенко сделал предположение, что зона низкой минерализации пластовых вод может прослеживаться вдоль Адагумо-Афипской впадины, захватывает южное крыло Анастасиевско-Троицкой складки и достигает Курчанской площади. Однако это предположение не находит подтверждения в фактическом материале.

В последующем М.А.Шаулов пришел к выводу, что в распределении минерализации пластовых вод IV горизонта наблюдается определенная дифференциация с весьма широким диапазоном колебаний. Это нашло свое отражение при построении карты минерализации пластовых вод и выделении гидрохимических зон по IV горизонту Анастасиевско-Троицкого месторождения. По каждой скважине прослежено изменение минерализации пластовых вод во времени, начиная с момента разработки залежи IV горизонта. В результате выяснилось, что химический состав воды в одной и той же скважине остается относительно постоянным. Это позволило установить гидрохимическую зональность и более достоверно провести границы между пластовыми водами различного генезиса.

При рассмотрении гидрохимической характеристики вод IV горизонта, полученных при опробовании разведочных скважин на прилегающих к Анастасиевско-Троицкому месторождению площадях, наблюдается также увеличение минерализации вод с глубиной их залегания. Так, на северном борту Западно-Кубанского прогиба полученная вода из скв. № 8 Славянской площади с гипсометрической глубины 1627 м. является хлоркальцевой. Минерализация воды составляет 1720 мг/экв. В солевом составе преобладают хлориды натрия. [7]

В IV горизонте Анастасиевско-Троицкого месторождения присутствуют воды как гидрокарбонатнонатриевые (20 — 23,5 г/л.), так и хлоркальциевого (до 60 г/л.) типов. При этом воды гидрокарбонатнонатриевого типа распространены в зоне активного развития диапиризма (северо-западная часть складки).

По мере удаления от ядра минерализация возрастает, а тип воды постепенно сменяется на хлоркальциевый (рисунок 7).

Анализируя гидрохимическую обстановку месторождения М.А. Шаулов и С.А. Федотова пришли к выводу, что слабоминерализованные гидрокарбонатнонатриевые воды имеют эпигенетичную природу, а основным источником их поступления служит диапировое ядро.[2]

Рисунок 7-Схема зон гидрохимической зональности IV горизонта Анастасиевско-Троицкого месторождения (составила С.А. Федотова, 1996 г.)

В гидродинамической зоне затрудненного водообмена, на общем фоне развития высокоминерализованных вод хлоркальциевого состава в присводовой части Анастасиевско-Троицкой структуры выделяется зона гидрохимического минимума. В этой зоне развиты преимущественно щелочные слабоминерализованные воды гидрокарбонатнонатриевого типа, непосредственно контактирующие с залежью нефти IVгоризонта. Большой диапазон колебаний минерализации отмечается не только в водах различного генезиса, но и в пределах одной и той же гидродинамической зоны.

С погружением песков мэотиса в юго-восточном направлении застойность вод увеличивается, на Анастасиевском участке подошвенные воды IV горизонта имеют минерализацию 800 мг-экв./л, а на Троицкой 1031 мг-экв./л.

Верхняя песчано-глинистая и нижняя песчаная части безусловно гидродинамически сообщаются, т.к. единого глинистого раздела между ними в пределах месторождения не существует.

Верхняя песчано-глинистая пачка опробована в ряде скважин. В скв. № 15, 32 и др. получена нефть с водой, причем при пробной эксплуатации наблюдался прогрессирующий рост газового фактора. Вода этой части горизонта имеет хлоридногидрокарбонатнонатриевый состав. Минерализация её достигает 915 мг-экв./л.

В ряде скважин (№ 66, 77, 108, 118 и др.) при испытании основной пачки горизонта вместе с нефтью получена вода. Вода, поступающая вместе с нефтью в эти скважины, хлоридногидрокарбонатнонатриевая, с минерализацией 917 мг-экв./л.

Гидрохимическая зональность в IVгоризонте Анастасиевско-Троицкого месторождения тесно связана с особенностями строения и развития складки. Наименее минерализованные воды гидрокарбонатнонатриевого состава (589 — 700 мг-экв./л.) распространены в сводовой части Анастасиевского участка, где имеет место активное проявление процессов диапиризма и IVгоризонт непосредственно по разрывам контактирует с майкопским ядром.[2]

В пределах месторождения наибольшую площадь занимают воды хлоридногидрокарбонатнонатриевого состава различной минерализации. Минерализация изменяется в общих широких пределах: от 628 — 911мг-экв./л. (скв. № 145, 157) в северо-западной части площади. До 1224 — 1147 мг-экв./л. (скв. № 170, 334) в юго-восточной. Закономерно в этом же направлении с ростом минерализации увеличивается содержание хлор- иона в воде от 191 — 370 мг-экв./л. на Анастасиевском участке, до 446 — 600 мг-экв./л. на Троицком. В солевом составе вод этой зоны преобладают хлориды натрия (65 — 75% экв.), содержание которых возрастает до 95% экв с ростом минерализации пластовых вод, т.е. в направлении от Анастасиевской площади к Троицкой. Обратная закономерность наблюдается в содержании гидрокарбонатов щелочей в составе вод, т.е. количество последних уменьшается с ростом минерализации. При минерализации 600 — 700 мг-экв./л содержание гидрокарбонатов натрия достигает 23 — 29% экв., а при 800 — 1000 мг-экв./л — снижается до 2-3% экв. Развитие в присводовой части структуры воды гидрокарбонатнонатриевого типа практически не содержат в своем составе сульфатов.

В изменении содержания йода в воде отмечается та же закономерность, что и в изменении минерализации. Концентрация йода в пластовых водах меньшей минерализации (Анастасиевский участок) изменяются от 14 — 19 мг/л до 28мг/л. В высокоминерализованных водах, развитых на Троицком участке, концентрация йода увеличивается 34 — 45 — 53 мг/л. Воды IV горизонта, наряду с водами других горизонтов мэотиса и верхнего сармата, рассматриваются в качестве сырья для промышленного извлечения йода. [2]

Из редких микрокомпонентов определялся Sr, Ba, B, Li, Mn, Fe, Si, Al. Как правило, стронций и барий концентрируются в минерализованных водах хлоркальциевого состава. Максимальная концентрация стронция в водах данного типа составляет 54 мг/л, тогда как в водах гидрокарбонатнонатриевого — всего лишь 5 мг/л, реже до 18 мг/л. Подобная закономерность отмечается и в содержании сопутствующего стронцию бария. Его концентрация в хлоркальциевых водах до 16 мг/л это свидетельствует о глубинном происхождении. Следует отметить, что определение этих микроэлементов в условиях находящегося в разработке месторождения сопряжено с серьезными затруднениями [8].

Гидрогеологические исследования 1986 года доказали, что пробы воды, отобранные глубинным пробоотборником из законтурных скважин по существу не отражают химического состава пластовых вод. Это связано с тем, что мероприятия, проводятся для поддержания скважин в технически исправном состоянии (прокачка рассолом, заливка устья нефтью др.) привели к замене пластовых вод техногенными. [2]

Из микроэлементов, сопутствующих водам нефтяных месторождений, практический интерес представляет только йод, промышленные концентрации которого значительно выше установленных кондиций (10 мг/л).

Остальные микроэлементы (B и Br.) содержатся в количествах значительно ниже установленных кондиций (B>250 мг/л, Вr> 200 мг/л).

Средние концентрации указанных микроэлементов в попутных водах IV горизонта не превышают соответственно 108,2 и 64 мг/л.

Следует отметить, что высокая концентрация микроэлементов в водах является благоприятным фактором, для использования этих вод для сырья в бальнеологии.

Изучение гидрохимической зональности IV горизонта в связи с особенностями его залегания позволило сделать вывод об отсутствии влияния инфильтрационного потока на формирование химического состава пластовых вод. Щелочные, бессульфатные, слабо минерализованные воды, развитые в пределах Анастасиевского свода имеют явно глубинное происхождение. Основным источником поступления таких вод в IV горизонт может служить диапировое ядро, через которое фильтруются слабо минерализованные воды, отжимаемые из мощной толщи майкопских глин. Превышение Анастасиевского участка складки над Троицким способствует продвижению отжимаемых под большим давлением вод вдоль оси складки.Не исключено, что, благодаря развитию на Анастасиевском своде разрывов, в резервуар IV горизонта могут поступать слабо минерализованные воды не только из майкопского ядра, но и из среднемиоценовых отложений.

При оценке режима работы залежи важно установить степень гидродинамической взаимосвязи законтурной области с залежью.

Гидродинамические исследования проведенные по скважине №2 Анастасиевской свидетельствуют о высоких коллекторских свойствах IV горизонта, хотя численное значение проницаемости получить не удалось, вследствие почти мгновенного восстановления пластового давления до статического (в течение одной минуты).

Хорошая гидродинамическая сообщаемость водонапорной системы с залежью обеспечивает компенсацию отборов нефти и сохранение в залежи давления близкого к начальному, что способствует длительному сохранению эффективного водонапорного режима работы залежи IV горизонта. В пределах Анастасиевско-Троицкого месторождения уменьшение напоров воды в бассейне IV горизонта происходит в направлении от Анастасиевского участка к Троицкому. Это подтверждается данными исследований скважин № 2, 22, 173, 244 Анастасиевских, где напоры составляют 64 — 67 м. и скв. № 314 Троицкой, по которой напор определен в 52 м. В этом же направлении отмечается наклон (смещение) водяного контакта по IV горизонту (с 1522 до — 1530 м).

Такое смещение нефтяной залежи в восточном направлении вряд ли обусловлено движением пластовых вод в бассейне с запада на восток. Скорее всего, эта разница в отметках ВНК, равная 8 м., вызвана различной проницаемостью коллектора по площади и разрезу горизонта, а также структурными особенностями. Газонасыщенность пластовых вод IV горизонта близка к предельной (К _нас. 0,96-1,22), состав газа на 91-99% метановый. Таким образом, изучив гидрохимическую обстановку можно сделать вывод, что в IV горизонте Анастасиевско-Троицкого месторождения присутствуют воды как гидрокарбонатнонатриевые, так и хлоркальциевого типов, при этом воды гидрокарбонатнонатриевого типа распространены в зоне активного развития диапиризма. По мере удаления от ядра минерализация возрастает, а тип воды постепенно сменяется на хлоркальциевый.

4. История геологического развития структуры

пластовый нефтегазоносность месторождение диапиризм

Анастасиевско-Троицкая складка является наиболее хорошо изученной в пределах зоны развития диапиров. Благодаря наличию крупных скоплений нефти и газа структура разбурена многочисленными (около 700) разведочными и эксплуатационными скважинами, что позволяет восстановить её историю, начиная от чокракского времени.

О механизме образования Анастасиевско-Троицкой складки нет единого мнения. В настоящей главе были рассмотрены две точки зрения, авторами которых являются М.В. Фейгин и М.А. Шаулов. Наибольший интерес представляет точка зрения М.А. Шаулова, подтверждающая наличие и влияние на развитие складки майкопского диапирового ядра.

История развития складки в до чокракское время не рассматривается, т. к. самые глубокие скважины (№355 — 4162 м, №370 -5403 м) не вскрыли подошвы майкопской серии, и судить об условиях залегания палеогеновых и меловых отложений можно только по довольно ограниченным данным сейсморазведки.

Следует отметить, что развитие Анастасиевско-Троицкой складки связано с развитием майкопского диапирового ядра.

Зарождение Анастасиевско-Троицкой складки (рисунок 8) произошло в конце майкопского — начале чокракского времени, и с тех пор современный Анастасиевский участок (западная часть складки) представляет собой подводное поднятие, которое, постепенно разрастаясь в юго-восточном направлении, захватывало и площадь современного Троицкого участка. [5]

Рисунок 8 — История формирования складки [4]

I — IV — маркирующие горизонты (I — кровля чокрака, II — кровля конки, III — репер в нижней части верхнего сармата, IV — репер в нижней части мэотиса, V — кровля мэотиса, VI — репер в верхней части понта).

А — Д — моменты времени; А — к началу сармата; Б — к началу среднего сармата; В — к началу мэотиса; Г — к концу мэотиса; Д — к концу понта.

Существует мнение, что еще в чокракское время наблюдалась полоса относительных поднятий, отделявших Славянско-Рязанскую впадину от Адагумо-Афипской. Предполагалось, что в течении чокракского и караганского времени Анастасиевско-Троицкое поднятие интенсивно формировалось, а в сарматское время эти движения проявлялись в сглаженном виде.[4]

Проведенные исследования показали, что к началу сарматского времени по поверхности чокрака в районе Анастасиевско-Троицкой площади не существовало самостоятельного поднятия. Мощность караганских и конкских отложений в пределах месторождения изменяется в пределах от 200 до 219 м. В это время начинается подъем к северо-западу от современного свода Анастасиевской складки. На Петровской площади, расположенной в 25 км к северу от Анастасиевско-Троицкого поднятия, мощность этих отложений составляет 230 м, а на Марьянской площади, находящейся в 35 км к востоку, и Северо-Украинской, расположенной в 30 км к югу от описываемого района 238 м. Следовательно, к началу сарматского времени поверхность чокракских отложений на значительной части Анастасиевско-Краснодарской антиклинальной зоны не была существенно приподнята относительно ограничивающих ее впадин. [4]

В средне — и верхнесарматское время продолжается рост складки, особенно Анастасиевского участка, причем его северо-западная оконечность из наиболее приподнятой превращается в глубоко погруженную северо-западную периклиналь.

К концу нижнесарматского времени наблюдается увеличение скорости погружения северо-западной периклинали складки, в связи с чем здесь образуется флексурообразный перегиб слоев, перешедший в мэотисе в разрыв.

В мэотическое время произошли существенные изменения в условиях формирования складки, что было обусловлено неравномерным накоплением мощных пачек песчано-алевролитовых пород. Эти осадки вносились в мэотический бассейн Западно-Кубанского прогиба с северо-запада мощными морскими течениями. На Анастасиевско-Троицкой площади в мэотисе можно выделить два песчано-алевролитовых комплекса: нижний (VII, VI и V горизонты) и верхний (IV горизонт).

В период накопления песчаного материала V и VI горизонтов Анастасиевская площадь занимала более высокое структурное положение, чем Троицкая, что отражается в распространении этих горизонтов на площади. К началу отложения песчано-алевролитовых осадков верхней части мэотиса (IV горизонта) общая мощность нижней части мэотиса (без VII горизонта) была значительно меньше на Анастасиевском участке, чем на Троицком. По верхней части мэотиса наблюдается обратная картина. Таким образом, приведя кровлю мэотиса к горизонтальной поверхности получаем, что суммарно за мэотический этап развития в отличие от предшествовавшего сарматского этапа структурная форма нижележащих отложений миоцена не претерпевала существенных изменений. Большие мощности IV горизонта (до 120 м.) даже в пределах сводной части Анастасиевской складки свидетельствуют о ведущей роли морских течений, разносивших песчано-алевритовый материал. На фоне этого процесса рост складки не отражается в изменении мощностей. [4]

Также к мэотическому времени происходит разделение ядра на два выступа. Западный выступ отставал в своем развитии и в начале понтического века и был перекрыт осадками, тогда как в развитие восточного в виде данного поднятия продолжалось до среднего киммерия. Затем он был погребен под осадками, но продолжал расти в верхнем плиоцене и в антропогене, что привело к образованию многочисленных сбросов и отражению складки в современном рельефе в виде круглого холма на Анастасиевском участке месторождения.

Разрыв на северо-западной периклинали структуры способствовал проявлению здесь бурной подводной грязевулканической деятельности, охватившей по времени конец мэотиса — начало понта. Реликты грязевого вулкана в виде трехсотметровой толщи сопочной брекчии и глубокой воронки оседания установлены бурением.

Троицкий участок до плиоцена представлял собой погружение единой Анастасиевской складки.

В плиоцене происходит замедление роста ядра на Анастасиевском участке и усиление восходящих движений на Троицком, благодаря чему на фоне общей складки образуются ундуляционные своды. Два таких свода прослеживаются по кровле мэотиса.

В начале плиоцена на рассматриваемой площади происходит накопление глин. Лишь в средней части понта вновь появляются в разрезе песчано-алевролитовые породы II и III горизонтов. Время накопления чисто глинистых осадков характеризуется своим планом распределения мощности. Самостоятельный центр роста намечается на Троицкой площади. В дальнейшем при накоплении песчано-алевролитовых пород II и III горизонтов характер распределения мощности по площади значительно изменяется. Неравномерному накоплению песчано-алевролитового материала III горизонта с пятью участками максимального развития способствовали неровности дна понтического бассейна, которые возникли за счет подводного размыва морскими течениями. Эти зоны располагались преимущественно поперек простирания складки, являясь основными участками накопления песчано-алевролитового материла. Описанные процессы происходили на фоне продолжающегося роста складки, связанного с поднятием ее центральной части. [7]

В верхнепонтическое время на всей рассматриваемой территории вновь накапливался глинистый материал. В это время наблюдается более интенсивное воздымание Троицкого участка по сравнению с Анастасиевским, что является новым элементом всей неогеновой истории развития.

К концу понтического времени кровля мэотиса приобретает антиклинальную форму.

В киммерии-антропогене на последнем этапе развития складки продолжается рост складки, который фиксируется сокращением мощности в сводовых частях отложений этого возраста. Троицкая площадь продолжает занимать более высокое положение, чем Анастасиевская.

В плиоцене и в четвертичное время в пределах Анастасиевского участка формируются многочисленные разрывы сбросового типа, сильно осложнившие строение складки в отложениях плиоцена и, в меньшей степени, затрагивающие отложения мэотиса и более древние.

Вся история развития Анастасиевско-Троицкой складки протекала в условиях непрерывного погружения Западно-Кубанского прогиба. Рост складки был при этом относительным и лишь в самое последнее время ее существования (в антропогене) стал абсолютным. Амплитуда подъёма диапирового ядра на Анастасиевском участке относительно наиболее погруженной части смежной Славянско-Рязанской синклинали превышает 2500 м. Амплитуда складки по отложениям мэотического яруса — 400 м. [5]

Таким образом, бурение разведочных и эксплуатационных скважин, позволило восстановить историю геологической структуры. О механизме образования Анастасиевско-Троицкой складки нет единого мнения. В настоящей главе были рассмотрены две точки зрения, авторами которых являются М.В.Фейгин и М.А.Шаулов. Наибольший интерес представляет точка зрения М.А.Шаулова, подтверждающая наличие и влияние на развитие складки майкопского диапирового ядра.Зарождение Анастасиевско-Троицкой складки произошло в конце майкопского -начале чокракского времени, и с тех пор современный Анастасиевский участок представлял собой подводное поднятие, которое, постепенно захватывало и площадь современного Троицкого участка.

5. Формирование залежей нефти и газа Анастасиевско-Троицкого месторождения

Формирование залежей нефти и газа теснейшим образом связано с тектоникой нефтегазоносных районов, геохимией органических соединений, гидрогеологией, диагенезом осадков, миграцией флюидов и рядом других факторов и процессов, до сих пор являющихся предметами исследований и дискуссий. Наиболее ярко эти связи проявляются в областях развития глинистых диапиров и грязевых вулканов.

5.1 Условия формирования залежей Анастасиевско-Троицкого месторождения

Благодаря большим размерам и особенностям строения, Анастасиевско-Троицкое месторождение на протяжении многих лет привлекает к себе внимание исследователей. Вопросам формирования залежей нефти и газа на Анастасиевско-Троицком месторождении занимались И.П. Жабрев, М.В. Фейгин, П.К. Ляхович, В.В. Коцеруба и С.П. Мувенко и другие авторы.

В течение многих лет наблюдается определенная эволюция во взглядах на условия формирования залежей. До установления на Анастасиевско-Троицкой структуре диапирового ядра, сложенного майкопскими глинами и контактирующего с отложениями миоцена до среднего киммерия включительно, господствовали представления о формировании за счёт латеральной миграции углеводородов вместе с потоком вод на прилегающих к складке синклиналей — Адагумо-Афипской и Славянско-Рязанской, главным образом на последней (И. П. Жабрев, М.В. Фейгин, А.Д. Жданов).

Синклинали рассматривались как-зона нефтегазообразования, а складки Анастасиевско-Краснодарской антиклинальной зоны- как зона нефтегазонакопления. [5]

Выявленное диапировое ядро на Анастасиевском участке явилось фактором, который трудно обойти при изучении условий формирования залежей. Если для заполнения ловушек V, VI горизонтов Троицкого участка месторождения допускается поступление углеводородов лишь из прилегающих синклиналей, то для IV горизонта признаются «одинаковые права на существование» как латеральной миграции, так и вертикальной из сарматских слоёв по контакту с диапировым ядром или непосредственно из майкопских глин ядра. [5]

Условиями формирования залежей занимались:

— М.В. Фейгин, который рассматривал формирование залежей Анастасиевско-Троицкого месторождения только как результат латеральной миграции углеводородов вместе с водой из погруженных частей Западно-Кубанского прогиба, не уделяя внимания вопросу о влиянии майкопского ядра на формирование залежей.

• П.К. Ляховичем допускалось участие двух направлений миграции в формировании залежей — вертикальной и боковой. В вопросе о вертикальной миграции автор сделал замечание о возможности поступления флюидов из глин диапирового ядра.

Рассматривая вопрос о поступлении углеводородов в ловушку IV горизонта в результате вертикальной миграции (из глин ядра, из чокрака, карагана и сармата — по контакту с ядром) П.К. Ляхович допускалтакую же возможность поступления углеводородов и для ловушек V и VI горизонтов, расположенных на Троицком участке месторождения, вдали от диапирового ядра и не имеющих с последним связи.

— В.В. Коцеруба утверждал, что «формирование залежей в верхнемиоцеоновых и плиоцеоновых отложениях на Анастасиевско-Троицком месторождении произошло в результате латеральной миграции. Вместе с тем, образование залежей в сарматских отложениях произошло, по-видимому, за счет вертикальной миграции, в связи с частичным, а возможно и полным разрушением залежей нефти и газа».

Рассматривая вопросы геологического строения и условий формирования залежей нефти и газа на Анастасиевско-Троицком месторождении наиболее обоснована позиция М.А. Шаулова, в которой автор стремится показать большую роль диапирового ядра, существование и развитие которого явилось основной предпосылкой образования складки в миоцен — плиоценовом комплексе пород и, вследствие благоприятного стечения ряда факторов, привело к формированию крупных залежей. Однако наряду с диапировым ядром в формировании месторождения сыграли роль и другие факторы, присущие обычным, недиапировым, антиклиналям.

М.А.Шаулов в вопросе о формирования залежей нефти и газа выделяет три основных аспекта: образование ловушек, источники поступления углеводородов, условия и характер заполнения ловушек.

Развитие складки происходило в условиях активного осадконакопления в прогибающемся бассейне, поступление терригенного материала в который было обусловлено, в основном, разрушением Кавказской горной системы. Некоторая часть материала поступала с расположенной к северу платформы. Рост структуры носил относительный характер: нагнетание майкопских глин в свод вызывало отставание погружения формирующейся складки от смежных участков синклиналей.[5]

В течение среднего миоцена и нижнего сармата в пределах складки формируется терригенно-карбонатная толща пород мощностью до 750 — 800 м. на погружении крыльев и переклиналях. К своду складки происходит постепенное уменьшение мощности и выклинивание толщи в районе выхода диапирового ядра.Коллекторами в толще среднего миоцена и нижнего сармата служат плотные глинистые алевролиты, реже песчаники и трещиноватые мергели. Мощность прослоев обычно менее 0,1 м., иногда достигает десятков см. Лишь отдельные, наиболее выдержанные прослои мергелей, можно проследить на значительные расстояния.

Развитие складки, связанное с непрерывным ростом ядра, обеспечивало непрерывность формирования ловушек. На рассматриваемой стадии развития складки основным типом ловушек должен был стать сводовый с частичными литологическими ограничениями, за счет выклинивания прослоев к своду. В условиях частого чередования разнородных прослоев коллекторов, разделенных глинами, трудно ожидать наличия гидродинамической связи между отдельными прослоями. По существу, каждый прослой образовал отдельную ловушку, которая впоследствии была в той или иной степени нефтью, газом или осталась водоносной вследствие низкой проницаемости или отсутствия путей для ухода воды.

При испытании среднего миоцена в сводовых разведочных скважинах были получены отдельные притоки нефти в промышленных количествах и, в то же время, в аналогичных структурных условиях на идентичной части разреза — притоки воды с небольшим содержанием нефти.

Песчаные горизонты верхнего сармата (X, IX горизонты) получают развитие, главным образом, на периклинальных участках структуры и её крыльях. К своду структуры они выклиниваются, не достигая диапирового ядра, и образуют хорошо выдержанные литологические ловушки, не содержащие нефти и газа. В аналогичном положении находятся и песчаные горизонты самых низов мэотиса -VIII и VII, также не содержащие залежей при наличии литологических ограничений и благоприятных

Причины отсутствия залежей в перечисленных выше горизонтах верхнего сармата и нижнего мэотиса, кроются, по-видимому, в недостатке углеводородов для образования самостоятельных скоплений. Эти горизонты выклиниваются до ядер, и поступление флюидов в них из майкопских глин исключается.

Наибольший интерес вызывают вопросы формирования промышленных залежей в мэотическом ярусе, особенно крупных нефтяных залежей V и VI горизонтов и газонефтяной залежи IV горизонта. [5]

При изучении этих вопросов важными являются

• Залежи Vи VI горизонтов расположены на Троицком участке, вдали от выхода диапирового ядра и не связаны с последним какими — либо каналами.

Залежь IV горизонта, занимающая почти всю площадь месторождения, связана с диапировым ядром непосредственно и по разрывам. В таком же положении находятся залежи VI и VIIгоризонтов Анастасиевского участка.

• Залежи V и VI горизонтов находятся в нижней части мэотического яруса, в разрезе которой песчано-алевритовые породы играют подчиненную роль по сравнению с глинами.

В верхней части мэотиса, где залегает IV горизонт, соотношение между глинами и песчаными разностями обратное — почти всю эту часть занимает песчаная пачка IV горизонта, содержащая очень мало глинистого материала как в виде прослоев, так и виде фракции в составе пород основной части горизонта. Рассмотренные различия предопределили разницу в условиях заполнения ловушек V и VI горизонтов Троицкой части структуры и ловушки IV горизонта, а также VI и VII горизонтов Анастасиевского участка.

Алевролиты V и VI горизонтов образуют на Троицком участке сводовые частично экранированные ловушки. Ловушки V и VI горизонтов на Троицком участке представляют части единого резервуара, имеющего значительное распространение, в гидрогеологической системе которого нефть занимает небольшое место.

Значительное развитие VI горизонт получил на Анастасиевском участке, особенно на северо-западной переклинали и на погружении северного крыла структуры. На Троицком участке горизонт представлен тремя маломощными, изолированными друг от друга пачками алевролитов.

Аккумуляция нефти в V и VI горизонтах Троицкого участка могла произойти только за счёт сингенетичных углеводородов, генерируемых как в глинах, в которых залегают прослои алевролитов, так и в самих алевролитах. Генерация углеводородов в песчано-алевритовых образованиях при благоприятном сочетании ряда факторов (содержание органики, высокая глиностость, восстановительные условия диагенеза при сохранении нисходящих движений, застойный характер пластовых вод) можно рассматривать как реальный процесс.

Решающим фактором формирования газонефтяной залежи IV горизонта является наличие на Анастасиевском участке погребенного диапирового ядра, сложенного перемятыми глинами майкопской серии.

Важным элементом в формировании диапировых ядер является постоянный приток флюидов (воды и генерируемых углеводородов), отжимаемых из глин майкопской серии. Поступая в ядро, которое можно рассматривать как отдушину для разгрузки толщи, флюиды «приносят» с собой значительное избыточное давление. При определенных условиях это приводит к образованию грязевых вулканов. В случае выхода ядра на дневную поверхность разрядка происходит в атмосферу, на дне моря — в водную среду. [5]

Из истории развития Анастасиевско-Троицкой складки следует, что до среднего киммерия она была открытой диапировой; ядро представляло собой донное поднятие и выжимаемые флюиды, в основном, рассеивались в водной среде; меньшая часть их попадала в коллекторы, прилегающие к ядру. [4]

С перекрытием ядра обстановка изменилась — коллекторы стали практически единственно возможными вместилищами для отжимаемых флюидов. К этому времени уже существовала хорошо выраженная ловушка IV горизонта и, благодаря прекрасным коллекторским свойствам песков, она заполнялась в первую очередь. Ловушки III и II понтических горизонтов ещё не имели отчетливо выраженных очертаний, и поступающие в них углеводороды могли в значительной степени рассеиваться.

Заполнение ловушек VII и VI горизонтов Анастасиевского участка происходило, по-видимому, как за счёт поступления углеводородов из ядра, так и, в меньшей степени, за счёт сингенетичных углеводородов.

Вместе с водой в ловушку поступали углеводороды как в свободной фазе, в виде нефти и газа, так и в виде различных растворов и смесей. В ловушке происходило разложение растворов и распределение флюидов по удельным весам.

К четвертичному времени залежь IV горизонта была, по-видимому, уже сформирована в основных чертах. В это время продолжается рост диапирового ядра на Анастасиевском участке, что влечет за собой образование возвышенности в современном рельефе. В менее реальной форме, но на значительно большой площади подъем ядра отразился в нижележащих отложениях: произошел плавный, постепенно затухающий к востоку подъем Анастасиевского свода вместе с уже сформированной залежью IV горизонта. В результате этого, газонефтяной и водонефтяной контакт приняли наклонное положение.

Формирование газовых залежей понта (III и II горизонты) происходило в течение киммерия, верхнего плиоцена и в четвертичное время; не закончено оно и до настоящего времени.

До оформления ловушек углеводороды, попадая из ядра складки в коллекторы III горизонта, в основном рассеивались. В коллекторы II горизонта, обладающие низкими свойствами, проникало значительно меньшее количество углеводородов. В верхнем плиоцене и в четвертичное время ловушки III и II горизонтов приобретают современный вид, обусловленный с одной стороны ростом складки, с другой — развитием разрывных нарушений и с третьей — неодинаковым уплотнением глинистых и песчаных коллекторов.

В процессе формирования ловушек шла концентрация в них газа из рассеянного состояния, и осуществлялся одновременно подток газа из ядра. Количество газа, попавшего в каждую локальную ловушку, и её размеры определили положение газоводяного контакта.

Основные запасы газа II горизонта находятся в залежах Анастасиевского участка, расположенных вблизи ядра и связанных с ним непосредственно и по разрывам. Газоводяные контакты в залежах ступенчато поднимаются с запада на восток в сторону Троицкого участка, и одновременно с этим наблюдается уменьшение степени насыщенности коллекторов газом. Таким образом, условия залегания газа во II горизонте довольно наглядно отражают порядок заполнения ловушек — от диапирового ядра к периферическим частям складки.

В формировании залежей III и II горизонтов второстепенную роль играли, возможно, углеводороды, поступающие из газовой шапки IV горизонта по отдельным разрывам, и углеводороды, генерируемые в понтических глинах.

Залежь I горизонта (средний киммерий) расположена на Анастасиевском участке. В центральной части, над диапировым ядром ловушка I горизонта разбита многочисленными сбросами. Последние служили путями вертикальной миграции газа из ядра в ловушку. Образование сбросов произошло до заполнения ловушки газом и с этим связано наличие водонасыщенного участка, ограниченного с трех сторон сбросами, на своде структуры, в центре газовой залежи.

Не исключено, также, что маломощные алевролиты I горизонта явились вместилищем и тех небольших количеств газа, которые могла генерировать киммерийская толща глин. О такой возможности свидетельствует насыщение газом прослоев I горизонта на Троицком участке. [5]

Таким образом, вопросами формирования залежей на Анастасиевско-Троицкого месторождения занимались многие ученые, но наиболее обоснована позиция М.А. Шаулова.По мнению автора диапировое ядро играет ведущую роль в формировании Анастасиевско-Троицкого месторождения, существование и развитие которого явилось основной предпосылкой образования складки в миоцен — плиоценовом комплексе пород и, вследствие ряда факторов, привело к формированию крупных залежей.

5.2 Разрушение залежей в условиях диапиризма

Развитие диапировых складок от зарождения ядра до затухания процесса диапиризма охватывает по времени геологические века и эпохи. В отдельные промежутки этого периода наблюдается активизация роста диапировых ядер, сменяющаяся затем периодами более спокойного развития, когда создаются условия для перекрытия ядра осадками и накопления углеводородов в ловушках. Возобновления активного роста ядра может привести к выходу складки из — под уровня моря, денудации сводовой части к разрушению ранее сформированных залежей.

Разрушению залежей способствует развитие разрывных нарушений. Последние, являясь путями миграции, играют двоякую роль: с одной стороны они способствуют аккумуляции углеводородов в ловушках, с другой стороны — уходу углеводородов, особенно газообразных, из уже сформированных залежей в ловушки вышележащих горизонтов и на поверхность. Примером такого случая является маленькая залежь газа в нижней части киммерийской толщи песчаников, расположенная над залежью I горизонта Анастасиевско-Троицкого месторождения и связанная с ней разрывами. В свою очередь, залежь I горизонта могла быть частично сформирована за счет поступления некоторых порций газа из залежей II и III горизонта, а последние могут сообщаться с газовой шапкой IV горизонта. [5]

6. Современное состояние разработки

Разработка Анастасиевско-Троицкого месторождения начата с 1954 г. Месторождение — многопластовое, по запасам крупнейшее на Северном Кавказе. Основным объектом является IV горизонт, во всех отношениях месторождение можно назвать уникальным.

Нефтегазовая залежь IV горизонта Анастасиевско-Троицкого месторождения длительное время являлась примером разработки нефтегазовых залежей с нефтяной оторочкой при двустороннем напоре — обширной газовой шапки и активной водонапорной системой. Активное внимание вопросам разработки IV горизонта уделяли А.К. Курбанов, И.Д. Амелин, Л.А. Зиновьева, А.Ф. Афанасьева, В.Н. Мартос, Ю.В. Коноплев и многие другие авторы. Именно благодаря их участию запасы газа (свыше 78 млрд. м ³ ) удалось законсервировать на длительное время до выработки основных запасов нефтяной оторочки, и только с 1996 г. начаты промышленные отборы газа из газовой шапки.

Главная особенность залежи заключается в том, что нефтяная оторочка горизонта зажата между обширной газовой шапкой и активной подошвенной водой с весьма отдаленным контуром питания. Начальная толщина нефтяного слоя составляла от 20 — 25 м. Условно IV горизонт разделен на две части: основную песчаную (ОПЧ) и верхнюю песчано-глинистую (ВПГЧ).

[3]

Проницаемость коллекторов ОПЧ в среднем составляет 1,2 мкм ² , пористость — 0,325. Нефть характеризуется чрезвычайно низкой температурой застывания (-60⁰ С) и является стратегическим сырьем для изготовления арктического топлива и нужд Росавиакосмоса.

На всех этапах разработки особое внимание уделялось положению ГНК и ВНК в целях недопущения вторжения нефти в газонасыщенные пески. Благодаря грамотному ведению разработки удалось добиться высокого коэффициента: на 01.01.2003 г. по ОПЧ -0,656, и по ВПГЧ -0,057. [3]

В таблице 1 приведено распределение запасов нефти по ОПЧ и ВПГЧ на основе последнего подсчета (1989г.).

Таблица 1 -Распределение запасов нефти в IV горизонт Анастасиевско-Троицкого месторождения

Наименование	НБЗ, млн.т.	НИЗ, млн.т.	Конечный КИН	Накопленная добыча на 01.01.2003г., млн.т.	КИН на 01.01.2003г.
ОПЧ	137,6	97,9	0,711	90,3	0,656
ВПГЧ	19,8	1,8	0,100	1,1	0,057
Всего	157,4	99,7	0,633	91,4	0,580

Однако в последние годы добыча нефти существенно снизилась (таблица 2).

Таблица 2 — Изменение добычи нефти и природного газа в 1999 — 2002гг.

Годы	Годовая добыча нефти, тыс. т.	Годовая добыча природного газа, млн. м 3	Накопленная добыча нефти, млн. т.	Остаточные извлекаемые запасы, млн. т.	Темп отбора от остаточных извлекаемых запасов, %
1999	610,6	368,3	89,9	9,7	6,2
2000	580,0	766,6	90,5	9,1	6,3
2001	511,7	1165,4	91,0	8,6	5,9
2002	416,7	1193,3	91,4	8,2	5,0

С 1996 г. разработка IV горизонта осуществлялась на основании «Проекта разработки», составленного НИИПП «Инпетро», утвержденного в 1995 г. Центральной комиссией по разработке нефтяных и нефтегазовых месторождений Минтопэнерго. В проекте к реализации был рекомендован 2-й вариант с переходом на 12-й при благоприятных экономических условиях.

Согласно 2-му варианту предусматривалась одновременная добыча нефти из нефтяной оторочки и отбор газа из газовой шапки в объемах до 1 млрд. м³ в год с 2000 по 2003 гг. включительно. В последующем отборы газа должны составить 1500 млрд. м³ газа в год. Кроме того, 12-й вариант предполагал добычу йода-бромной воды в объеме 10,6 млн. м³ ежегодно.

Отбор газа предопределил повышенное внимание к положению ГНК и темпам его перемещения по отдельным участкам и залежи в целом. В результате выполненных геофизических исследований установлено, что газонефтяной контакт тронулся в сторону газа и темпы его продвижения только нарастают. До 2000 г. темпы поднятия ГНК составляли 0,25 м/год по Анастасиевской площади и 0,34м./год — по Троицкой. В течение 2000-2002 гг. контакт перемещался по площадям со скоростями соответственно 1,01 и 0,97 м/год. По отдельным скважинам скорость достигала 2,2 м./год. [3]

На начальной стадии разработки предполагалось вести отбор нефти при сохранении ГНК на отметке — 1502 м при равномерном подъеме ВНК. На практике это условие не было выдержано. Уже в начале разработки объекта гидродинамическое равновесие между газовой шапкой и водонапорной областью было нарушено из-за аварийного выпуска газа газовой шапки во время открытого фонтанирования скв. № 35, 26. Это вызвало подъем ГНК на Троицкой площади на 3 — 5 м и опускание на Анастасиевской площадях (до 5 — 6 м).

Попытка сбалансировать отбор газа из газовой шапки закачкой 7,7 млн. м³ пластовой воды в газовую часть ОПЧ на Троицкой площади в 1974-1980 гг. вызвала еще больший подъем ГНК по всей площади месторождения из-за опускания закачанной пластовой воды под нефтяной слой. Дальнейшему подъему ГНК способствовали такие технологические решения как совместный отбор нефти и газа в 80-е годы, отбор газа газовой шапки для газлифта и других нужд, эксплуатация скважин из ОПЧ и ВПГЧ с повышенными газовыми факторами.

В настоящее время 70% объема остаточного слоя нефти находится выше начального ГНК, причем на Троицкой площади остаточный слой нефти полностью переместился в пески газовой шапки, причем после прекращения закачки пластовой воды в газовую часть в 1980 г., подъем ГНК сменился опусканием, в то время как на Анастасиевской площади подъем продолжается. На границах текущих ГНК и ВНК образовались переходные зоны нефтенасыщенности, которые на большей части залежи сомкнулись, образовав трехфазную систему в пределах остаточного слоя.

По данным ГИС, проведенным в течение 1999-2002 гг. более чем в 700 скважинах, построены карты текущего положения ГНК и ВНК, а также остаточных эффективных нефтенасыщенных толщин. На основе полученных материалов выполнена оценка остаточных балансовых и извлекаемых запасов нефти. Оценены остаточные запасы нефти, которые составляют 4096 тыс. т., т. е. безвозвратные потери нефти, обусловленные отбором газа из газовой шапки, составили около 4,1 млн. т.

На основании первоначальных данных о положении ГНК, ВНК, комплекса геофизических исследований, исследований кернов детальной корреляции продуктивных пластов и других данных была построена цифровая геологическая модель пласта. [3]

В ходе разработки были проанализированы результаты различных технологий по повышению нефтеотдачи и интенсификации отбора нефти. Использованы такие методы, как регулирование поверхности ГНК путем отбора газа и закачки воды в газовую шапку, одновременный отбор газа и нефти из контактных добывающих скважин, перенос интервалов перфорации, форсированный отбор жидкости из промытой части пласта. [3]

Заключение

Анастасиевско-Троицкое месторождение является одним из крупнейший месторождений Краснодарского края, эксплуатация которого была начата в1952 году и продолжается до сих пор. Основным объектом изучения является нефтегазовая залежь IV горизонта.

На Анастасиевско-Троицкой площади скважинами вскрыт разрез осадочных образований от антропогена до майкопа включительно.

Месторождение обладает с широким стратиграфическим диапазоном нефтегазоносности — от чокракского горизонта до киммерийского яруса включительно. Промышленная нефтегазоносностъ связана с отложениями мэотического, понтического и киммерийского ярусов. Установлены высокие коллекторские свойства пород. В результате гидрохимического анализа IV мэотического горизонта установлено, что на Анастасиевско-Троицком месторождении присутствуют воды как гидрокарбонатнонатриевые, так и хлоркальциевого типов, при этом воды гидрокарбонатнонатриевого типа распространены в зоне активного развития диапиризма и имеют глубинное происхождение.

Развитие Анастасиевско-Троицкой складки связано с развитием майкопского диапирового ядра, зарождение складки которого произошло в конце майкопского — начале чокракского времени. Формирование залежей нефти и газа теснейшим образом связано с тектоникой нефтегазоносных районов, геохимией органических соединений, гидрогеологией, миграцией флюидов и рядом других факторов и процессов. В изучении геологического строения и условий формирования залежей нефти и газа Анастасиевско-Троицкого месторождения большая роль уделяется диапировому ядру, существование и развитие которого явилось основной предпосылкой образования складки в миоцен — плиоценовом комплексе пород и, вследствие ряда факторов, привело к формированию крупных залежей.

Список использованных источников

[Электронный ресурс]//URL: https://inzhpro.ru/diplomnaya/anastasievsko-troitskoe-mestorojdenie/

1.Бурштар М.С., Бизингаев А.Д.Геология нефтяных и газовых месторождений Северного Кавказа.-М., «Недра»,1966 .230 с.

.Григорьев М.А.Гидрогеологические показатели нефтегазоносности миоценовых отложений Западно-Кубанского прогиба. Дис. канд.геол.мн.наук. М. «ИГиРГИ», 1990 г.,106 с.

.Лысенко В. А., Заграбянц М. Г., Коротков С.В. Сборник научных трудов по результатам НИОКР за 2002г.- ОАО «ЦНИИТЭнефтехим», М., 2003г., 272 с.

.Фейгин М.В. Анастасиевско-Троицкое газонефтяное месторождение Западного Предкавказья. — М., «Наука», 1965 г.86с.

.Шаулов М.А. Условия образования диапировых складок и грязевых вулканов Западной Кубани и Таманского полуострова в связи с формированием залежей нефти и газа. Дис. канд.геол.мн.наук,Краснодар 1969 г.

Фондовая литература

[Электронный ресурс]//URL: https://inzhpro.ru/diplomnaya/anastasievsko-troitskoe-mestorojdenie/

.Савченко А.П.,Островская Н.В./Проект доразработки Анастасиевско-Троицкого месторождения // Фонды НК «Роснефть НТЦ», Краснодар 2008 г.,267с.

.Шаулов М.А. /Пересчет запасов нефти и газа IV горизонта Анастасиевско-Троицкогоместорождения//Фонды «КраснодарНИПИнефть», Краснодар 1967 г.,120 с.

.Шаулов М.А./Пересчет запасов нефти и газа IV горизонта Анастасиевско-Троицкого месторождения // Фонды «КраснодарНИПИнефть», Краснодар 1989г.,123 с.