Опыт изучения и освоения известных сланцевых формаций свидетельствует о том, что такие толщи могут представлять собой гибридные феномены, сочетающие как традиционные, так и нетрадиционные скопления УВ. Примером таких отложений на территории России является майкопская серия Предкавказья. Результаты комплексного изучения хадумско-баталпашинских отложений, анализ критериев оценки нефтегазоносности и моделирование УВ систем позволяют выделить и охарактеризовать два основных направления поисково-разведочных работ на нефть и газ в хадумских и баталпашинских отложениях Восточного и Центрального Предкавказья.
Под «сланцевой нефтью» понимается нефть паравтохтонных залежей в низкопроницаемых высокобитуминозных, обогащенных сапропелевым ОВ толщах. Концентрация Сорг в них может достигать первых десятков процентов. Нетрадиционные ресурсы УВ в сланцевых низкопроницаемых глинистых толщах связаны с областями развития недозрелых «богатых» и «очень богатых» потенциально нефтематеринских пород, находящихся на начальном этапе главной фазы нефтеобразования или на подступах к ней. Залежи УВ в низкопроницаемых глинистых толщах, в отличие от залежей в традиционных породах-коллекторах, не контролируются структурным планом или локальными ловушками и не содержат подошвенных или законтурных вод. Основным критерием для поисков сланцевых УВ является не ловушка, где аккумулируются УВ и формируются залежи, а непосредственно породы, в которых образовались УВ, но из которой не произошла их эмиграция. В основном они связаны с протяженными резервуарами, имеющими широкое пространственное распространение. Отличаясь текстурными характеристиками от других пелитовых пород, сланцы способны расщепляться на пластинки (Морариу, 2013). Важной отличительной особенностью скоплений в сланцевых (shale reservoir) и в плотных (tight reservoir) коллекторах является то, что УВ находятся в рассеянном состоянии в породах с низкой проницаемостью матрицы. Нефть и газ в таких породах располагаются преимущественно в диффузно рассеянном состоянии в микротрещинах. Извлекаемые углеводороды из нефтегазоносных сланцев будут содержаться в пласте в той концентрации, которая возникла в результате их генерации in situ.
Эволюция ресурсов сланцевой нефти и сланцевого газа, это параллельный процесс. В основном сланцевый газ приурочен к нефтематеринским породам II типа: нефть не эмигрировавшая (оставшаяся) из материнской породы посредством крекинга превращается в газ. Понятие «зрелости» измеряется и рассчитывается через %Ro, при этом для определения вероятности возникновения нефти или газа в сланцах или их количества, %Ro необходимо определить с учетом типа керогена и соответствующие кинетики. Газ хранится в свободной фазе при органической пористости и за счет адсорбции в органическом материале. Содержание газа контролируется органической пористостью, температурой и давлением. Газосодержание не может быть определено стадией зрелости; необходимо определить тип органического материала, его термальную историю и текущее состояние давления и температуры. Для прогноза и оценки ресурсов нефти и (или) газа содержащихся в сложнопостроенных природных резервуарах необходимо определить текущие и начальные значения TOC.
Результаты комплексного изучения хадумских и баталпашинских отложений, анализ критериев оценки нефтегазаносности и моделирование УВ систем, позволяют выделить и охарактеризовать два основных направления поисково-разведочных работ на нефть и газ в хадумских и баталпашинских отложениях Восточного и Центрального Предкавказья:
первое – поиски традиционных залежей УВ в гранулярных коллекторах хадумской свиты;
второе – поиски нетрадиционных залежей УВ в карбонатно-глинистых природных резервуарах хадумской и баталпашинской свит.
В основу выделенных направлений поисково-разведочных работ на нефть и газ наряду с комплексным анализом всей совокупной геолого-геофизической, литолого-геохимической, тектонической, термобарической, палеогеографической информации положена типизация природных резервуаров хадумских и баталпашинских отложений, которые подразделены на два типа. Первый тип представлен традиционным гранулярным коллектором (песчаники, алевролиты), флюидоупором для которого являются перекрывающие пластичные глины. Второй тип выражен трещиноватыми, тонкоплитчатыми, листоватыми аргиллитоподобными глинами и мергелями, перемежающимися с плотными разновидностями глин и мергелей, являющимися относительными флюидоупорами.
Поиски традиционных залежей УВ в гранулярных коллекторах хадумской свиты. Пространственно геологоразведочные работы по данному направлению должны быть сконцентрированы в пределах Ставропольского свода и его восточного обрамления, в северной и восточной частях Прикумской зоны поднятий и Восточно-Манычского прогиба, а также зоны, обрамляющей с востока Минераловодский выступ узкой полосой и простирающейся на юго-восток вдоль южного борта Терско-Каспийского прогиба. В этих районах в нижнемайкопских и среднемайкопских отложениях развит первый тип природного резервуара. В этих районах в нижнемайкопских и среднемайкопских отложениях значительное развитие получают песчано-алевритовые пласты и прослои, разделенные глинистыми горизонтами. Такие разрезы приурочены в основном к Центральному Предкавказью (Ставропольский свод), где открыты крупные газовые залежи в хадумских отложениях. Коллекторами здесь являются мощные пачки алевролитов и песчаников, общая пористость которых достигает 37% (эффективная – 20%), а проницаемость варьирует от 50 до 1500 мД. Эффективная мощность пластов варьирует в пределах 27-56 м. Высокие фильтрационно-емкостные свойства коллекторов обеспечивают высокую продуктивность скважин (до 1 млн м3/сут). Выявленные месторождения связаны с пологими (углы падения слоев не превышают нескольких градусов) платформенными антиклиналями небольшой амплитуды (Северо-Ставропольско-Пелагиадинское, Тахта-Кугультинское, Казино-Грачевское, Безопасненское, Сенгилеевское и др.). Залежи газа имеют либо пластовый сводовый, либо массивный характер; иногда за счет литологической изменчивости коллектора или его выклинивания наблюдается литологическое ограничение залежи.
Другой зоной развития песчанистости майкопских отложений является северная часть Прикумской зоны поднятий. По данным А.И. Эйвазова и др. (1979), песчанистость майкопских отложений здесь составляет 15-25% и сконцентрирована преимущественно в нижней части майкопской толщи (хадумская и аналоги баталпашинской свиты). В восточном направлении, в сторону акватории Каспия (Кизлярский залив), по данным М.С. Бурштара и Ю.Н. Швембергера (1970), песчанистость возрастает до 45%.
В этой зоне, на месторождении Русский Хутор Центральный выявлены небольшие газовые залежи в отложениях муцидакальской свиты. Мелкие газовые скопления (всего 8 залежей) пластово-сводового типа приурочены к маломощным (6-11 м) пластам мелкозернистых кварцевых песчаников и алевролитов, перемежающихся с глинистыми прослоями. На остальных площадях (Сухокумская, Юбилейная, Кумухская, Южно-Буйнакская) эти пласты оказались водонасыщенными.
Фильтрационно-емкостные свойства терригенных коллекторских пластов в Прикумской зоне оказались гораздо менее благоприятными, чем на Центральном Предкавказье. Открытая пористость – 15,5%, проницаемость – 0,6 мД, эффективная мощность пластов – 1,64-3,1 м.
Хадумские отложения на данной территории характеризуются преимущественно сапропелево-гумусовым типом ОВ (в некоторых зонах гумусовая составляющая достигает до 70%), по содержанию Сорг относятся к классу «богатых» (1-3%). Лишь на некоторых участках (северо-западное обрамление Ставропольского свода, западное обрамление Каспия) изучаемые отложения классифицируются как «средние» по содержанию Сорг (менее 1%) нефтематеринские породы. Степень катагенетической преобразованности олигоценовых отложений невысокая (до начала градаций мезокатагенеза – зона незрелого керогена), т.е. располагаются в условиях верхней зоны газообразования. Здесь значения Тmax не превышают уровня 430 0C. Наиболее низкими значениями Тmax (около 420 0C) отличается центральная часть Ставропольского свода.
Прогнозируемый тип углеводородных скоплений – преимущественно газовый. Предполагаемые глубины залегания прогнозируемых залежей – от первых сотен метров до 2000 м, тип коллектора – поровый, порово-трещинный. Залежи предположительно будут приурочены к малоамплитудным изометричным поднятиям (структурный тип) с возможным литологическим замещением (структурно-литологический тип).
Следует подчеркнуть, что территория концентрации поисково-разведочных работ по первому направлению характеризуется нормальными гидростатическими или аномально низкими пластовыми давлениями в хадумских отложениях, сокращенными мощностями майкопских отложений за счет отсутствия в разрезе верхнемайкопских и частично среднемайкопских отложений, значительной раскрытостью тектонических структур и благоприятными условиями для разгрузки пластовых флюидов.
В пределах данного направления могут быть выделены плеи (установленные и прогнозируемые зоны газонакопления), связанные с отдельными, слабовыраженными в структурном плане по хадумским отложениям, положительными тектоническими элементами – Тахта-Кугультинско-Сенгилеевская, Грачевско-Кучерлинская, Мирненская, Южно-Ставропольская, Величаевско-Максимокумская.
В качестве локальных объектов могут быть выделены отдельные малоамплитудные локальные поднятия и структурные осложнения в пределах Ставропольского свода, Восточно-Манычского прогиба и севера Прикумской зоны поднятий. Для уточнения их пространственной локализации необходимо провести переобработку и переинтерпретацию данных сейсмических исследований прошлых лет с проведением, при необходимости, дополнительных детализационных сейсморабот (2Д и 3Д).
Поиски нетрадиционных залежей УВ в карбонатно-глинистых природных резервуарах хадумской и баталпашинской свит. Территория концентрации работ по данному направлению охватывает большую часть Прикумского вала, Восточно-Ставропольскую впадину, Ногайскую ступень и Терско-Каспийский прогиб. Майкопские отложения здесь характеризуются наибольшей стратиграфической полнотой, значительными глубинами залегания (до 5-6 км) и мощностями (до 2 км и более). Природные резервуары в объеме майкопской толщи (в первую очередь в хадумских и баталпашинских отложениях) представлены горизонтами разуплотненных листоватых тонкоплитчатых глин и карбонатов (тонкие прослои мергелей, доломитов, известняков), перемежающихся с пластами плотных непроницаемых глин и мергелей, которые служат гидродинамическими экранами (второй тип природного резервуара).
По данным лабораторных и гидродинамических исследований (Чепак и др., 1998; и др.), коллекторами нефти в олигоценовых отложениях Восточного Предкавказья являются листоватые аргиллитоподобные глины и аргиллиты баталпашинской свиты и тонкоплитчатые до листоватых аргиллиты горизонта Морозкиной балки, характерной особенностью которых является разуплотненность. В интервале наибольшего разуплотнения пород (граница баталпашинской и хадумской свит) трещинная пористость составляет от 0,1% до 4,1%, открытая пористость – до 22,6%. По данным гидродинамических исследований скважин, проницаемость изменяется в пределах 2-22)х10-3мкм2, в среднем составляет 5,0х10-3 мкм2. Основными факторами, обусловившими разуплотненность пород, предполагаются тектонические напряжения и расклинивающее воздействие генерируемых углеводородов. Характерно, что именно к этой зоне приурочена и максимальная битуминозность пород (Дудаев, 2012).
Пустотное пространство плитчатых и листоватых пород представлено первичными порами матрицы и вторичным межплитчатым и межлистоватым пространством. Эффективными пустотами для вмещения нефти являются вторичные межплитчатые и межлистоватые пустоты повышенной раскрытости, возникшие под действием тектонических факторов (Чепак, Ликов и др., 1996ф). Тонкоплитчатость и листоватость обусловлена своеобразным сочетанием и распределением глинистого и карбонатного материала. Практически вторичное межплитчатое и межлистоватое пространство можно сравнивать с трещинным пространством, образуемым горизонтальными трещинами.
Листоватость является первичной текстурной особенностью изучаемых пород. Она обусловлена сложным строением самих глинистых минералов, послойным распределением органического вещества. Под действием факторов разуплотнения возникает вторичное межлистоватое пространство, определяющее проницаемость и эффективную емкость пород. Вторичное пространство, возникающее за счет разуплотнения пород и отличающееся от межзернового и трещинного своей геометрической формой, соотношением линейных размеров, называется «листоватым».
Для пород подсвиты Морозкиной балки характерен листоватый тип коллектора, а для отложений пшехской подсвиты – плитчатый тип коллектора. Рассматриваемые глинистые коллекторы относятся к классу низкопроницаемых. Измеренная в лабораторных условиях газопроницаемость пород измеряется в пределах – (0,001-20,6)х10-3 мкм2, матрица плитчатых пород практически непроницаема (0,001х10-3 мкм2. Средние значения проницаемости пород на Журавской площади составляют: баталпашинская свита – 4,6 х10-3 мкм2, хадумская свита, подсвита Морозкиной балки – 3,2 х10-3 мкм2, пшехская подсвита – 0,76 х10-3 мкм2. Отмечается некоторое ухудшение фильтрационных свойств сверху вниз, от баталпашинской свиты к низам хадумской свиты.
Распределение глинистых коллекторов по площади имеет сложный мозаичный характер. Залежи контролируются зонами развития коллекторов. Анализ площадного распределения притоков УВ свидетельствует о неравномерном развитии нефтесодержащих коллекторов, а данные испытания скважин – о резком перепаде величин дебитов нефти.
Как показывает анализ вертикального распределения нефтеносности, в разных тектонических зонах наблюдаются различия в стратиграфической приуроченности промышленной продуктивности. В пределах Восточно-Ставропольской впадины и северного борта Терско-Каспийского прогиба выявленные залежи нефти и наиболее значительные нефтепроявления приурочены к интервалам залегания разуплотненных глин баталпашинской свиты и верхов хадумской свиты (подсвита Морозкиной балки). К ним относятся площади Журавская, Воробьевская, Пашолкинская, Южно-Спасская, Советская, Моздокская.
В пределах Прикумского вала нефтеносность в основном связана только с хадумскими отложениями (Озек-Суат, Южный Озек-Суат, Южная, Лесная, Ачикулакская, Прасковейская площади).
Хадумские и баталпашинские отложения в геохимическом плане здесь характеризуются более «благородным», преимущественно сапропелевым составом ОВ. По степени катагенетической преобразованности хадумские отложения здесь располагаются в пределах «главной зоны нефтеобразования». Значения Тmax, как правило, превышают уровень 430 0C. Максимальные значения Тmax (до 470 0C) фиксируются в наиболее погруженных районах Терско-Каспийского прогиба (Белореченская, Брагунская, Правобережная, Гудермесская).
Прогнозируемый тип углеводородных скоплений – преимущественно нефтяной. Предполагаемые глубины залегания прогнозируемых скоплений – от 1,5-2 км до 5 км и более, тип коллектора – нетрадиционный, листовато-плитчатый.
В результате многолетних поисково-разведочных работ в пределах исследуемой территории по данному направлению открыто около 20 нефтяных залежей, которые могут быть объединены в несколько зон нефтенакопления (плеев) – Журавская, Прасковейско-Ачикулакская, Озек-Суатская, Советско-Курская.
В качестве предполагаемых плеев в рамках данного направления могут быть намечены зоны развития долгоживущих разломов и приуроченных к ним тектонических структур II порядка (исходя из предполагаемой тектонической природы зон неравномерно-напряженного состояния глинистых и глинисто-карбонатных пород в отложениях хадумской и баталпашинской свит). В первом приближении к ним можно отнести зоны развития региональных глубинных разломов и межблоковых швов, установленных по комплексу геолого-геофизических данных (рис. 1). К их числу относятся: Южно-Манычский, Главный Предкавказский, Надзорненский, Невинномысско-Терский, Черкесский, Калаусский, Восточно-Ставропольский, Георгиевско-Арзгирский, Кабардино-Сарпинский, Пшекиш-Тырнаузско-Сунженский и др.
Наиболее перспективными представляются разломные зоны, в которых происходили (происходят) горизонтальные движения блоков фундамента и перекрывающих их осадочных масс (сдвиги, раздвиги, надвиги), что могло привести к возникновению горизонтальной микротрещиноватости (листоватости, плитчатости) в неоднородных глинистых комплексах олигоцена.
По кинематическим характеристикам к ним относятся субширотные (надвиги) – Пшекиш-Тырнаузско-Сунженский, Невинномысско-Терский, Черкесский, Главный Предкавказский; поперечные (левосторонние сдвиги и сбросо-раздвиги) – Цхинвальско-Казбекский, Георгиевско-Арзгирский, Тбилисско-Аграханский и диагональные (правосторонние сдвиги) разломы – Нальчикский, Даттыхско-Ахловский, Бенойско-Эльдаровский, Гудермесско-Моздокский.
Следует отметить, что, несмотря на открытие целого ряда месторождений, методика локального прогноза подобных скоплений недостаточно разработана. Геометрия и гидродинамическая модель залежей весьма сложны и, как правило, определяется неравномерным (мозаичным) распределением разуплотненных, трещиноватых разностей глинистых и глинисто-карбонатных пород, обусловленным неравномерно-напряженным состоянием осадочных пород. Залежи не имеют структурного контроля.
По мнению ставропольских геологов и геофизиков, детально изучавших нефтеносность наиболее крупного и разбуренного Журавского месторождения, код хадумской залежи представляется в виде линейно вытянутых и изогнутых зон шириной до 3-5 км с неравномерной трещиноватостью и нефтенасыщенностью в самой зоне, имеющей высокие фильтрационно-емкостные свойства в центральной части (установлены дебиты до 100 т/сут), постепенно ухудшающиеся к периферии (малодебитные притоки, нефтепроявления).
В сейсмическом поле участкам с высокой доказанной продуктивностью соответствуют зоны потери корреляции и динамических аномалий. Напротив, участкам «сухих» отложений, как правило, соответствуют хорошая корреляция и отражения сейсмических горизонтов.
В качестве локальных объектов для постановки поискового бурения могут быть рекомендованы участки пересечения глубинных разломов различной ориентировки, где прогнозируется наибольшая густота дизъюнктивной нарушенности пород. Такие участки, по данным сейсморазведки и бурения, выделяются на северо-восточном обрамлении Ставропольского свода (Арзгирский прогиб, Приманычская ступень), в Восточно-Манычском прогибе и в Довсунском прогибе на западе Прикумской системы поднятий.
Основой для определения перспектив нефтегазоносности исследуемых отложений послужили результаты комплексного анализа и обобщения данных изучения хадумских и баталпашинских отложений, которые включали в себя геолого-промысловые, геохимические, литолого-фациальные, палеогеографические, тектонические и термобарические исследования, проведенные в разные годы различными организациями и авторами.
Для потенциально нефтеносных земель проведено ранжирование по степени перспективности с выделением высокоперспективных, среднеперспективных, малоперспективных и бесперспективных зон (участков). В ранг высокоперспективных земель выделены зоны и участки максимального соответствия (совмещения) наиболее благоприятных значений (характеристик) параметров (критериев), определяющих условия генерации, аккумуляции и сохранности углеводородных скоплений. По мере уменьшения степени соответствия и ухудшения характеристик параметров проводилось ранжирование остальной территории с выделением среднеперспективных, малоперспективных и бесперспективных земель (рис. 2).
К высокоперспективной на нефть отнесена центральная часть Восточного Предкавказья, охватывающая центральные части Прикумской зоны поднятий (примерно до широтного течения р. Кума) и Ногайской ступени (почти до р. Терек). В плане высокоперспективная территория имеет неправильную овальную форму, вытянутую диагонально с юго-запада на северо-восток, пространственно включая открытые нефтяные месторождения Озек-Суат, Озек-Суат Южное, Краевое, Южное, Лесное, Ачикулакское. В этой части территории Восточного Предкавказья хадумские отложения представлены карбонатно-глинистыми породами и содержат гумусово-сапропелевое ОВ с концентрациями ТОС≥3% («очень богатое»), преобразованное до градации МК1 и выше («главная зона нефтеобразования»); значения полного генерационного потенциала достигают 6 мг УВ/г породы и более («нефтематеринские породы с высоким генерационным потенциалом»). Глубины залегания кровли хадумских отложений здесь составляют примерно 2200-3500 м, современные пластовые температуры изменяются в пределах 120-140 0С, а градиенты пластовых давлений варьируют в диапазоне 1,10-1,60 МПа/100 м.
Среднеперспективная на нефть территория охватывает почти всю остальную платформенную часть Восточного Предкавказья и большую часть Терско-Каспийского передового прогиба, исключая его западную центриклиналь и наиболее прогнутые центральные части Чеченской и Сулакской впадин. Среднеперспективные земли окружают со всех сторон высокоперспективную зону. Западной границей распространения среднеперспективных земель является линия разграничения сапропелево-гумусового и гумусово-сапропелевого подтипов ОВ хадумских отложений. Необходимо отметить определенную условность данной границы. Восточнее этой линии в составе РОВ изучаемых отложений превалирует содержание сапропелевых компонентов (более 50%), а западнее – гумусовых.
На севере территория среднеперспективных земель охватывает зону Манычских прогибов и ограничивается изолинией Tmax=422 0С, соответствующей катагенетической границе ПК3/МК1 (взята по данным А.А. Ярошенко и др.), т.е. началу «главной зоны нефтеобразования» в рассматриваемых отложениях. В восточном направлении она открывается в акваторию Среднего Каспия. На юге региона граница проходит в Черногорской моноклинальной зоне вдоль линии выходов хадумских отложений на дневную поверхность и в Предгорном Дагестане отсекает юго-восточную часть Южного Дагестана примерно на широте Ачи-Су. Среднеперспективная территория включает открытые месторождения Журавское, Воробьевское, Пашолкинское, Южно-Спасское, Искринское, Кумское, Прасковейское, Моздокское, Шамхал-Булак, Бенойское, Карабулак-Ачалукское).
Малоперспективная на нефть территория узкой полосой окаймляет с запада среднеперспективную зону и охватывает восточный склон Ставропольского свода, прилегающие участки Восточно-Ставропольской впадины, западные части Ногайской ступени и Терско-Каспийского прогиба. Западным ограничением малоперспективной территории является изолиния Tmax=422 0С, которая в пределах исследуемой территории разграничивает потенциально нефтеносные земли от потенциально газоносных. В границах данной территории располагаются Советское и Архангельское месторождения, на которых получены промышленные притоки нефти из хадумских и баталпашинских отложений.
В разряд бесперспективных на нефть земель отнесена зона выходов майкопских отложений на дневную поверхность на северном склоне Большого Кавказа и Минераловодском выступе.
Газоперспективные земли располагаются на Ставропольском своде и в Южном Дагестане. В пределах Ставропольского свода хадумские отложения залегают на небольших глубинах (до 1000-1300 м) и в литологическом отношении выражены песчано-алеврито-глинистыми фациями. Термобарические условия залегания отложений весьма мягкие. Здесь сосредоточены крупные газовые скопления в гранулярных высокопроницаемых коллекторах хадумских отложений. Олигоценовые отложения содержат ОВ сапропелево-гумусового подтипа, а степень его катагенеза не превышает градаций протокатагенеза (Тmax около 420 0С), т.е. располагаются в верхней газогенной зоне. Содержание Сорг в них составляет около 2%, а величины полного генерационного потенциала не превышают 2-3 мг УВ/г породы.
В Южном Дагестане также открыты небольшие газовые скопления (Хошмензил, Дузлак, Дагогни) в трещиноватых мергелях хадумско-фораминиферовых отложений (гидродинамически связанные массивные залежи). Геохимические характеристики изучаемых отложений близки таковым на Ставропольском своде, хотя они и отличаются литофациальным обликом и составом ОВ (в Южном Дагестане хадумские отложения содержат карбонатный материал и ОВ гумусово-сапропелевого состава). Глубины залегания хадумских отложений здесь возрастают до 2000 м и более (в сторону Каранайаульской депрессии). Содержание Сорг составляет около 2%, Тmax около 420 0С.
Оценка начальных геологических ресурсов углеводородов изучаемых отложений проводилась на генетической основе. При расчетах мы исходили из принципа «in situ», согласно которому образовавшиеся в хадумской и баталпашинской нефтематеринских свитах углеводороды здесь же и сосредоточены, ввиду затрудненности эмиграции из преимущественно глинистых отложений, т.е. нефтематеринские свиты являются также и нефтесодержащими. Степень углеводородонасыщения отложений определяется величиной исходного генерационного потенциала и степенью его реализации, т.е. значениями пиролитического параметра S1, характеризующего количество свободных УВ в материнской толще на текущем этапе катагенетической преобразованности. Следовательно, справедливо допущение, что начальные суммарные геологические ресурсы углеводородов равны суммарному реализованному генерационному потенциалу. Расчеты так же, как и при оценке исходного генерационного потенциала, проводились по сухопутной части Восточно-Предкавказской, Ставропольской и Терско-Каспийской НГО для отложений хадумской свиты и по Восточно-Предкавказской НГО – для баталпашинских отложений
По выделенным зонам были рассчитаны средние значения S1уд для хадумских (табл. 1) и баталпашинских (табл. 2) нефтематеринских отложений. При расчетах использовались полученные ранее значения суммарных масс пород нефтематеринских толщ. Проведенные исследования позволяют высоко оценивать перспективы обнаружения как традиционных, так и нетрадиционных (сланцевых) ресурсов УВ. Результаты комплексного анализа и обобщения данных изучения хадумских и баталпашинских отложений, включающие в себя геолого-промысловые, геохимические, литолого-фациальные, палеогеографические, тектонические и термобарические исследования позволили провести ранжирование потенциально нефтеносных земель по степени перспективности с выделением высокоперспективных, среднеперспективных, малоперспективных и бесперспективных зон и участков (рис. 3).
В результате произведенных расчетов проведенных впервые в данном регионе начальные суммарные геологические ресурсы УВ хадумских и баталпашинских нефтематеринских свит в пределах исследуемого региона составляют 22,8 млрд т, в том числе хадумская свита – 18,4 млрд. т, баталпашинская свита – 4,4 млрд т.
Литература
1. Баженова О.К., Фадеева Н.П. Масштабы нефтегазообразования в нефтегазоносных бассейнах Восточного Паратетиса//Тез. докл. VIII междунар. конф. «Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа», МГУ. – М.: ГЕОС, 2005. – с.54-58.
2. Керимов В.Ю., Мустаев Р.Н., Дмитриевский С.С., Яндарбиев Н.Ш., Козлова Е.В. Перспективы поисков скоплений углеводородов в сланцевых низкопроницаемых толщах хадумской свиты Предкавказья // Нефтяное хозяйство. 2015. № 10. С. 50-53.
3. Керимов В.Ю., Рачинский М.З., Геофлюидодинамика нефтегазоносности подвижных поясов // М; ООО «Издательский дом Недра», 2011, 599 с.
4. Керимов В.Ю., Шилов Г.Я., Мустаев Р.Н., Дмитриевский С.С. Термобарические условия формирования скоплений углеводородов в сланцевых низкопроницаемых коллекторах хадумской свиты Предкавказья // Нефтяное хозяйство. 2016. № 2. С. 8-11.
5. Керимов В.Ю., Мустаев Р.Н., Сенин Б.В., Лавренова Е.А. Задачи бассейнового моделирования на разных этапах геолого-разведочных работ // Нефтяное хозяйство. 2015. № 4. С. 26-29.
6. Керимов В.Ю., Мустаев Р.Н., Серикова У.С. Лавренова Е.А., Круглякова М.В. Генерационно-аккумуляционные углеводородные системы на территории п-ова Крым и прилегающих акваторий Азовского и Черного морей // Нефтяное хозяйство. 2015. № 3. С. 56-60.
7. Керимов В.Ю., Лавренова Е.А., Мустаев Р.Н., Серикова У.С. Оценка нефтегазоносности полуострова Крым и прилегающих акваторий Азовского и Черного морей по результатам моделирования углеводородных систем // Нефтяное хозяйство. 2015. № 1. С. 5-17
8. Керимов В.Ю., Лавренова Е.А., Круглякова М.В., Горбунов А.А. Перспективы нефтегазоносности п-ова Крым и западного побережья Азовского моря // Нефтяное хозяйство. 2014. № 9. С. 66-70.
9. Мартынов В.Г., Керимов В.Ю., Шилов Г.Я., Рачинский М.З. Геофлюидальные давления и их роль при поисках и разведке месторождений нефти и газа. Инфра-М Москва, 2013
10. Морариу Д., Аверьянова О.Ю. Некоторые аспекты нефтеносности сланцев: понятийная база, возможности оценки и поиск технологий извлечения нефти // Нефтегазовая геология. Теория и практика. – 2013. – Т.8. – №1.
11. Неручев С.Г. Нефтепроизводящие свиты и миграция нефти. М.: Недра, 1969. – 240 с.
12. Неручев С.Г., Вассоевич Н.Б., Лопатин Н.В. О шкале катагенеза в связи с нефтегазообразованием//Труды XXV сессии Международного геологического конгресса. Докл. сов. геол. Горючие ископаемые. М.: 1976. С. 47-62.
13. Прищепа О.М., О. Ю. Аверьянова, А. А. Ильинский, Д. Морариу. Нефть и газ низкопроницаемых сланцевых толщ - резерв сырьевой базы углеводородов России - СПб.: ФГУП «ВНИГРИ», 2014. (Труды ВНИГРИ)
14. Седиментолого-фациальное моделирование при поисках, разведке и добыче скоплений углеводородов, В. Ю. Керимов [и др.] Российский гос. ун-т нефти и газа им. И. М. Губкина, Москва, 2010.
15. Pelet R. 1985. Evaluation quantitative des produits formés lors de l’évolution géochimique de la matiĕre organique//Rev. d’Institut Francais du Pétrole, 1985, v.40, № 5, p. 551-56
16. Rachinsky M.Z., Kerimov V.Yu. Fluid dynamics of oil and gas reservoirs / Scientific Editor Gorfunkel M.V. – Scrivener Publishing, USA, 2015. – 622 pp.
17. Yandarbiyev, N.S., Kozlova, E.V., Mustaev, R., Odintsova, K.Y. Geochemistry of organic matter formation rocks of khadum western caucasus-source non-Traditional accumulations // Geomodel 2015 - 17th Scientific-Practical Conference on Oil and Gas Geological Exploration and Development pp.285-289
