2013-12-31
703
Залегающие в основании мощной преимущественно глинистой толщи май-копа олигоценовые глинистые материнские породы уплотнялись при погружении и генерации летучих продуктов весьма неравномерно. По материалам геофизических исследований (использованы все скважины) выявлены две системы разрезов - открытая и закрытая. Первая - открытая -система выделена по закономерностям уплотнения глин (Куп = 1,0-1,4), снижениям пористости до величин, характерных для геостатической нагрузки на данной глубине, отсутствиям или небольшим (Коп = = 1,0-1,3) избыточным поровым давлением вследствие достаточно свободного оттока флюидов. Вторая - закрытая система - характеризуется аномалийно низким уплотнением глин на данной глубине (Куп = 1,5-2,0), аномально повышенной пористостью, развитием высоких поровых давлений, значительно превышающих гидростатическое (Коп = 1,3-1,6), что является следствием затрудненного оттока флюидов, в том°числе генерировавшихся органических веществ в катагенезе летучих продуктов [Неручев и др., 1992, с. 26].
В "закрытой" системе при аномалийно высоких давлениях активная импульсная генерация нефти на ГФН проявляется в зоне глубин 1,5-2,4 км. Максимально интенсивность генерации газообразных продуктов (в основном СО2) проявилась в начале катагенеза, после чего газообразование значительно снизилось, а на основном этапе проявления ГФН почти прекратилось. В углеводородном газе значительную роль играли гомологи метана.
В "открытой" системе при давлении, близком к нормальному, динамика генерации продуктов термической деструкции ОВ значительно различается и заканчивается на меньшой глубине. Довольно значительная интенсивность генерация газообразных продуктов наблюдается не только в зоне протоката-генеза, но и в зоне проявления ГФН.
Весьма значительные различия между "закрытой" и "открытой" системами по, отношению генерирующихся жидких и газообразных продуктов в зоне ГФН. В "закрытой" системе при аномалийно высоком давлении отношение нефти к газу около 1,7, а в "открытой" при близком к нормальным гидростатическим давлениям не превышают 0,2, т.е. генерируются преимущественно газообразные углеводороды.
Деструкция ОВ с образованием значительного количества жидких и газообразных продуктов (до 60 % ОВ) сопровождается увеличением объема вещества в 150-200 раз при нормальных условиях (1 атм, 20°С), а в пластовых в 1,5-2 раза... В зонах свободного оттока флюидов процесс развивался совершенно иначе. Благодаря постоянному оттоку УВ происходило почти нормальное уплотнение глин. Минимумом перового давления характеризовалась нижняя часть пачки, что обеспечивало основное направление миграции генерировавших УВ вниз по разрезу.
Большинство нефтематеринских толщ в период своего уплотнения и интенсивного преобразования ОВ по гидродинамической обстановке находятся в части разреза, характеризующейся злизионным режимом. Наличие элизи-онного режима всегда вызывает дифференцированность поровых давлений по вертикали и простиранию. Таким образом, в пределах объема материнской толщи значения порового давления могут существенно различаться.
Нефтематеринские свиты находятся в крайне напряженном энергетическом состоянии. Такая система стремится к равновесному состоянию. Выравнивание энергетической неоднородности происходит за счет как перераспределения энергии внутри системы (материнской толщи), так и передачи ее (вместе с флюидами) в соседние пласты с меньшим уровнем потенциальной энергии. Этот процесс неизбежно сопровождается упругими, пластичными и разрывными (гидроразрыв) деформациями пород.
Процесс первичной миграции имеет несколько (может быть три) этапов. Первый этап связывается с удалением из ОВ вновь образовавшихся соединений (в том числе УВ) - в большинстве случаев эта стадия так или иначе обусловлена различными видами десорбции. Второй этап - перемещение образовавшихся соединений, входящих в состав нефти, в соседствующие объемы материнской толщи (например, из закрытых пор в открытые или в соседние микротрещины); предполагаются различные механизмы и источники энергии. Третий этап - собственно переход из материнской толщи в коллекторы или другие полости, являющиеся путями для вторичной миграции (трещины, поверхности наслоения и несогласия, стилолитовые швы и т.д.). Говоря о первичной миграции, наиболее часто подразумевают именно третий этап.
Первичная аккумуляция неразрывно связана с первичной миграцией. Большинство схем по миграции базируется на молекулярном уровне перемещения вещества; да и сам процесс образования УВ из органических веществ происходит на молекулярном уровне. Следовательно, каждая сопряженная схема первичной миграции и аккумуляции должна предусматривать обоснование перехода от молекулярного уровня к массе вещества, перемещение которого контролируется законами механики.
В 40-х годах широкое распространенно получила гипотеза о формировании залежей газа за счет газов, растворенных в воде (В.П. Савченко, А.Л. Козлов, Н.П. Ростовцев и др.). Физически явление вполне возможное, если резервуар с насыщенной газом водой испытывает снижение пластового давления (например, вследствие подъема территории). В этом случае вода за пределами газовых залежей должна быть полностью насыщена газом. Похожая схема была предложена Ю.В. Терновым [1976] для объяснения формирования залежей газа в хадумских отложениях Ставрополья (Центрального Предкавказья). По его мнению, перепад между пластовым и геостатическим давлениями на границах хадумского коллектора с перекрывающими и подстилающими его глинами достигает около 150 атм. Можно предположить, что в результате этого большая часть выжимаемого в коллектор газа, растворенного в поровых водах, сразу же переходит в свободную газовую фазу... Как показывают расчеты, для выделения газа в свободную газовую фазу необходимо весьма короткое время — 3,5 тыс. лет, т.е. пластовая вода должна пройти путь по региональному подъему, равный 3,5 км. Таким образом, залежи газа хадумских отложений могли быть сформированы за весьма короткое геологическое время. Но и в этом случае вода предполагается насыщенной газом. Геологически это мало вероятно. До сих пор ни в одном газоносном бассейне не установлена вода, насыщенная полностью (Рнас = Рпл) газом независимо от направления движения бассейна (опускание или подъем) в четвертичное или современное время. Во всех случаях отмечается снижение насыщения газом воды по мере удаления от залежи. Это указывает скорее на разрушение залежей, чем на их формирование. Видимо, другая идея - В.П. Савченко - о струйной миграции оказывается более плодотворной. Не следует только упрощать понятия о струе. "Струей", по-видимому, может быть и насыщенная газом вода, двигающаяся по некоторому ограниченному (разработанному) пути. Если на пути движения такая вода встретит ловушку (поднятую часть пласта с меньшим пластовым давлением), то она может образовать газовую струю или залежь (если есть замыкание). В таком случае потребуется несколько большая нефтесборная площадь и, наконец, при этом не следует полностью отрицать возможность проникновения хотя бы части газа из мезозойских отложений благодаря ступенчатой миграции.
Условия образования нефтяных и газовых месторождений с продуктивными горизонтами в мезозое не могут рассматриваться детально в отрыве от нефтегазоносных бассейнов, их содержащих. В схеме же можно отметить, что главное внимание исследователей привлекли нижнемеловые, юрские и триасовые отложения Прикумской зоны поднятий и Восточно-Манычского прогиба. Именно в разрезах этих комплексов были выявлены основные скопления углеводородов и выполнены многочисленные аналитические исследования по геохимии пород, нефтей и битумов. Большинство исследователей склонны считать, что нижнемеловые, юрские и триасовые отложения являются самостоятельными газонефтепродуцирующими толщами. Сомнения высказываются только о роли сингенетических углеводородов в формировании крупных по запасам месторождений нефти в неокоме - нижнем апте при сравнительно ограниченной мощности нефтегазоматеринских осадков в этой части разреза. Вероятно участие в образовании этих крупных залежей углеводородов, мигрирующих из триасовых и юрских отложений. В пользу этого представления говорит наличие многих "окон" гидродинамической связи между комплексами [Дабиров, 1984], а также факт ограниченной продуктивности неокома - нижнего апта в районах, где в разрезах отсутствуют или распространены спорадически осадки триаса и юры.
Несколько не вяжется с этими представленями распределение приведенных давлений по разрезу. Несомненно, движущей силой перетоков является разность потенциалов приведенных давлений. Максимальные значения приведенных давлений приурочены к неоком-нижнеаптским породам, уменьшаясь вверх и вниз по разрезу. Таким образом, к моменту возникновения такой разницы перетоки становятся маловероятными.
Обращаясь к фактическому материалу по Восточному и Западному Предкавказью, нетрудно заметить, что приведенные давления по разрезу резко колеблются, что ставит под сомнение возможность формирования залежей за счет вертикальной миграции. Возможность формирования той или иной конкретной залежи за счет вертикальной миграции, конечно, не исключается при наличии соответствующих физико-геологических условий, но как обычное явление - это крайне сомнительно.
Более того, рассмотренные материалы по простиранию отдельных горизонтов мезозоя показывают дискретные значения давлений, т.е. само построение гидродинамических карт или карт изменения давлений (по дискретным значениям) является неправомерным. Видимо, резервуары переходят в эли-зионный (эксфильтрационный) режим, приобретают новые свойства. Далекая (от центра бассейна к его краям) миграция при формировании залежи представляется также не очень убедительной. Во всяком случае, такой путь миграции должен иметь очень сложную форму в объеме и, видимо, прерывистую во времени.
Следует оговорить, что бытующая в литературе тема о дальности миграции кажется нам беспочвенной [Еременко, 1984]. Для миграции необходимы три кита": 1) флюид, который может перемещаться в данных физических условиях, в достаточном количестве, чтобы не размазаться по дороге; 2) сила, которая может перемещать данный флюид и 3) путь, по которому может перемещаться данный флюид под действием данной силы. До тех пор пока "все киты на месте" миграция будет идти на любом расстоянии и в любом (сила, путь) направлении. В нашем случае наблюдаются ограничения по пути. Таким образом, формирование залежей происходило, по-видимому, за счет локальной миграции. Может быть, в этом случае нефтесборные площади находятся в непосредственной близости от залежей, как это и предполагал в свое время И.М. Губкин.
Несмотря на различия воззрений на формы миграции углеводородов (в свободном или водорастворенном состояниях, в виде ретроградной газонефтяной системы, растворенной в пластовой воде или газоконденсатного раствора), вопрос о видах миграции решался, как правило, однозначно. Доминирующая роль отведена латеральной миграции, подчиненное значение -вертикальным видам перемещения углеводородов. Расстояния миграционных процессов не оценивались, но концепция дальней миграции из Терско-Каспийского прогиба не получила развития по ряду общегеологических соображений (отсутствие отложений триаса и юры в широкой полосе между Прикумской зоной поднятий и передовым прогибом, а нижнемеловые отложения в этой полосе характеризуются литофациальной изменчивостью). Основными очагами генерации углеводородов являются Восточно-Манычский прогиб и погруженная часть Прикумской зоны поднятий, что подтверждается данными исследований по геохимии РОВ пород и составу углеводородных систем. Картина фактического распространения различных физико-генетических типов залежей (смена с востока на запад по восстанию пластов газовых залежей газоконденсатными и нефтяными) также подтверждает вывод о приуроченности очагов генерации углеводородов к указанным тектоническим зонам.
Фактическое распределение различных газово-генетических типов залежей, приведенное выше, является подтверждением точки зрения исследователей, стоящих на позициях формирования залежей по принципу дифференцированного улавливания (СП. Максимов, В. Гассоу). Эта точка зрения является доминирующей. Имеется, однако, мнение, что подобная схема размещения залежей не противоречит возможности их формирования по принципу гравитационного распределения, если учесть палеоструктурный фактор, а именно: существование вплоть до сарматского времени регионального подъема пластов на восток. Здесь в гипсометрически приподнятой зоне формировались газовые и газоконденсатные залежи, а западнее, по мере погружения пластов, - газоконденсатно-нефтяные и нефтяные. В послесарматское время региональный наклон пластов изменился на противоположный, что привело к обратному соотношению в гипсометрии залегания залежей газаи нефти. Большинство исследователей указывают на факт приуроченности залежей к ловушкам древнего по времени образования и отводят этой связи роль поискового критерия.
В регионе выявлен широкий спектр углеводородных скоплений - газовые, газоконденсатные, нефтяные и их комбинации. Объяснения по вопросу образования этих типов скоплений весьма различны и даже взаимоисключающие.
По мнению одних исследователей, при наличии ловушек в них формируются газовые и газонефтяные залежи. Если последние погружаются, то в них, в зависимости от соотношения газовой и жидкой фаз, происходит растворение нефти в газе или газа в нефти, и образуются, соответственно, газоконденсатная и нефтяная залежи. Другие исследователи считают, что фазовое состояние углеводородов и ловушек обуславливается временем образования жидких и газообразных углеводородов и способностью ловушек улавливать эти углеводороды. Третьи полагают, что различные фазово-генетические типы скоплений являются следствием миграции различных фазово-генетических систем, продуктов разных стадий преобразования РОВ, заполняющих имеющиеся в наличии ловушки или это результат аддиттивного накопления в ловушке продуктов разных катагенетических стадий преобразования РОВ. Начальный тип залежи в ловушке - газ, который затем сменяется газоконденсатом и нефтью. Физически такой процесс трудно себе представить. При наличии потока, последующие более тяжелые порции УВ должны "проскакивать" заполненную ловушку по механизму дифференциального улавливания. Для осуществления схемы с замещением газа необходимо удаление в своде ловушки газа, через покрышку. Но здесь следует иметь ввиду, что до глубины 3-5 км вследствие разности поверхностных натяжений, на границах вода - УВ, нефть будет проходить через глинистую покрышку легче, чем газ.
Существенно важному вопросу нефгегазопоискового районирования посвящен ряд работ: А.И. Летавина, В.М. Перервы [1987]; А.И. Летавина и др. [1987]; Г.Т. Юдина и др. (1968 г.); Г.Т. Юдина, СМ. Чернышева [1978]; Г.Т. Юдина (1978 г.); СМ. Чернышева и др. (1984 г.) и многих других. Итогом работ является установление несомненной связи между тектоническими формами и их нефтегазоносностью, иногда проявляющейся в палеотектоническом плане.
В последние 10-15 лет исследования по проблеме формирования и размещения месторождений нефти и газа существенно сократились. Одновременно изменилась тематическая направленность работ. Это связано со следующими обстоятельствами. Вновь получаемый фактический материал, с одной стороны, не давал оснований для выработки рабочих гипотез, отличающихся от уже известных, а с другой - этот материал не укладывался в рамки положений, разработанных с позиций антиклинальной теории формирования и размещения месторождений нефти и газа. Последнее касается новых генетических типов выявленных месторождений, ранее не характерных для региона. К ним относятся месторождения, смещенные на периклинали структур, неструктурные типы месторождений в разуплотненных глинистых осадках и месторождения выклинивающихся горизонтов, головные части которых водонасыщены. Именно условия формирования указанных типов месторождений явились главным предметом исследований последних лет.
Месторождения, смещенные на периклинали структур, характерены для трещинно-поровых коллекторов эоцен-палеоцена и верхнего мела.
Аномальные условия залегания залежей нефти в этих отложениях на юго-восточных периклиналях Прасковейского и Ачикулакского месторождений были известны ранее [Фомкин, Чернышев, 1963]. Этот факт объяснялся приуроченностью залежей к палеосводам ловушек по схеме, предложенной В. Гориным для месторождения Апшеронского полуострова еще в 1941 г. В результате последующих структурных перестроек палеосводы были расформированы, однако залежи не смогли полностью приспособиться к новой форме ловушек из-за затрудненных условий их перемещения в зоны пониженных коллекторских свойств пород в пределах современных сводов. При этом залежи в слабопроницаемых пластах смещены относительно современных сводов на бульшую величину (например, в хадуме), чем в пластах с повышенными коллекторскими свойствами (верхний мел).
Несколько позже было отмечено, что факт приуроченности залежей нефти к палеосводам структур является прерогативой не только трещинных коллекторов, но также коллекторов порового типа [Чернышев и др., 1965]. На Каспийской площади залежь нефти в юрских песчаниках расположена на северо-западной периклинали структуры и занимает промежуточное положение между современным и палеосводом. Залежь также полностью не приспособилась к современной форме ловушки вследствие ухудшения коллекторских свойств песчаников, за счет окислительных процессов в зоне водо-нефтяного контакта.
Рассмотренный выше механизм только в самом общем плане объяснял строение и условия формирования "смещенных" залежей, но долгое время, из-за ограниченности фактических данных, не имел дополнительных проработок. Однако когда в последующем были получены новые материалы, свидетельствующие о более сложном строении этого типа залежей, интерес к вопросу об условиях формирования последних возрос. Особенно это касалось верхнемеловых залежей. Оказалось, что кроме аномального залегания в пределах структур, залежи характеризуются нетипичной конфигурацией плоскости водонефтяных контактов. Последние, как правило, не представляют собой горизонтальную или наклонную плоскость, а имеют выпуклую форму, обращенную в сторону подошвы резервуара. Аномальная форма ВНК залежей и наличие в резервуаре смеси нефти и воды связывались с неравномерным распределением по разрезу вторичной пустотности (микротрещинова-тости) с различной степенью раскрытости и проницаемости. Последнее, учитывая различные фазовые проницаемости нефти и воды, определило избирательное появление в скважинах нефти и воды на разных гипсометрических уровнях [Шапошников и др. 1976; Бурлаков и др., 1976; Горкушин и др, 1978; Ликов идр., 1980; Чепак и др., 1983; и др.].
Другие исследователи полагают, что "смещенности" залежей относительно современных сводов - это следствие незакономерного проявления по площади гидродинамических напоров, направленных от кровли к подошве резервуара (из материнских осадков палеогена) или напоров непосредственно по латерали резервуара [Горкушин и др., 1976; Судариков и др., 1978].
В целом однозначно вопрос о причинах отмеченных особенностей строения верхнемеловых залежей не решен.
Месторождения в разуплотненных глинистых осадках характерены для нижнемайкопских отложений и отличаются двумя специфическими особенностями строения - коллектором, который представлен разуплотненными аргиллитоподобными глинами, и отсутствием пространственной связи с положительными формами структурного плана по продуктивным пластам.
На эти особенности строения нижнемайкопских отложений одним из первых указали Г.Н. Чепак с соавторами [1983]. К этому времени было открыто наиболее крупное из месторождений - Журавское - и появилась возможность (по геофизическим исследованиям скважин -. ГИСу) выделения в разрезе нефтенасыщенных разуплотненных интервалов.
Стержневой вопрос в модели образования рассматриваемых типов месторождений - природа формирования эффективной емкости глинистого коллектора. Среди предложенных объяснений "арочный" эффект в зоне интенсивных постседиментационных прогибаний [Чепак и др., 1983] или палео-поднятий [Марков и др., 1976], дегидратизация глинистых минералов в зоне катагенеза [Соколов, Храмова, 1989], недоуплотнение глин вследствие роста в них порового давления, проявление дизъюнктивной тектоники [Нарыж-ный, 1986]. О достоверности последнего объяснения свидетельствует факт приуроченности скоплений нефти на Журавском месторождении к участкам развития разрывных нарушений в фундаменте. Эти нарушения в периоды кратковременных активизаций в мезозойско-кайнозойское время создавали в перекрывающих осадках зоны тектонической ослабленности, вплоть до разрыва сплошности пород (сбросы), подобно тем, которые зафиксированы в разрезах верхнего мела ряда скважин не только Журавского, но Воробьевс-кого и Южно-Спасского месторождений [Летавин и др., 1987].
Другой составляющей части модели формирования - спорадическому развитию по площади и разрезу зон разуплотнения избирательно, только в определенных пластах нижнего Майкопа, - дано четкое объяснение в исследованиях Т.Т. Клубовой [1973]. Среди различных глинистых горизонтов только нефтенасыщенные характеризуются повышенным окремнением, последние подвержены разуплотнению при воздействии сил деформации.
Месторождения литологически экранированных пластов, водонасышен-ных в зоне выклинивания. Этот тип месторождений установлен и некоторых горизонтах нижнемеловых отложений. Особенностью их строения является залегание залежи нефти с нормальным водонефтяным контактом ниже по падению от зоны выклинивания пласта, которая водонасыщена. На необычное распределение нефти и воды в некоторых нижнемеловых пластах Прикумского района ранее обращалось внимание [Чепак и др., 1978].
Теоретическая модель образования этого типа месторождений изложена в работе Г.Н. Чепака [1987}. При аккумуляции нефти в литологической ловушке последняя не может вытеснить воду из низкопроницаемых гидрофильных коллекторов, расположенных в зоне выклинивания, а занимает участки с повышенными коллекторскими свойствами ниже по падению пласта.
Перспективы нефтегазоносности
Целью настоящего раздела является оценка перспектив нефтегазоносности, которая определяет возможности подготовки новых запасов нефти и газа промышленных категорий. Это актуальный вопрос для региона с более чем 130-летним периодом развития нефтегазовой отрасли. В принципе объем текущих неразведанных ресурсов нефти и газа региона еще достаточно высокий, соответственно, 34 % нефти и 45 % газа от общих начальных суммарных ресурсов. Однако в объеме этих неразведанных ресурсов имеются ресурсы невысокой достоверности (категория Д2). Например, доля последних в Предкавказье в целом по нефти превышает 25 %, по свободному газу 38 %, а в отдельных районах эти показатели вдвое выше. В общую оценку неразведанных ресурсов УВ входят также очень небольшие по размерам ресурсы, которые рассредоточены по различным комплексам и по значительным по площади территориям. Возможность подготовки в ближайшей перспективе на основе этих ресурсов и малодостоверных ресурсов категории Д2 новых запасов промышленных категорий проблематична, но они в сумме входят в общий объем неразведанных ресурсов, завышая, тем самым, реальные перспективы нефтегазоносности. Поэтому в ближайшие годы первоочередными объектами поисков новых месторождений нефти и газа будут являться территории и комплексы, содержащие более высокие по объемам, локализованные по площади и достоверные ресурсы углеводородов.
Перспективы нефтегазоносности рассмотрены по 12 субъектам Федерации региона.
Ростовская область (южные районы). Наиболее крупными тектоническими элементами рассматриваемой территории являются Азовский выступ, западные районы Манычского прогиба и кряжа Карпинского, частично здесь расположены Западно-Ставропольская впадина и Ставропольский свод.
Промышленно газоносными комплексами разреза являются палеогеновый, верхнемеловой и нижнемеловой. Что касается неразведанных ресурсов газа, то они отсутствуют в верхнем мелу, но еще имеются в палеогеновом и нижнемеловом комплексах, с уже доказанной продуктивностью, а также в триасовом и палеозойском комплексах с неустановленной продуктивностью.
Обращает на себя внимание значительная доля в объеме неразведанных ресурсов газа малодостоверных ресурсов категории Д2 - 42,1 %. В первую очередь это относится к ресурсам газа триасовых и палеозойских отложений, перспективы которых на рассматриваемой территории в принципе являются весьма проблематичными. Реально в перспективе для выявления новых месторождений следует ориентироваться на более обоснованные ресурсы (категории С3 и Д1 палеогенового и нижнемелового компексов. Неразведанные ресурсы газа являются неглубокозалегающими (до 2-3 км).
Краснодарский край. Рассматриваемая территория характеризуется разнообразием развитых в ее пределах тектонических элементов. В юго-западной части края расположена сложно построенная складчато-блоковая миоге-осинклиналь Северо-Западного Кавказа, к которой с севера примыкает Западно-Кубанский передовой прогиб. Южный борт последнего представляет систему интенсивно дислоцированных антиклинальных складок и только на востоке имеет моноклинальное строение. Осевая часть и северный платформенный борт передового прогиба характеризуются более простым строением, без развития здесь крупных складчатых зон. Тимашевская ступень является транзитной моноклинальной структурой между Западно-Кубанским прогибом и системой антиклинальных складок, расположенных в пределах Каневско-Березанской зоны поднятий, Ирклиевской впадины и южного погружения Азовского выступа. Юго-восточную половину края занимает внутриплатформенная, слабо структурно дифференцированная Восточно-Кубанская впадина, которая на севере граничит с крупным террасовидным уступом, известным как Западно-Ставропольская впадина.
Осадочный чехол в пределах различных тектонических зон имеет свои характерные особенности. В пределах Ирклиевской впадины и Каневско-Березанской зоны поднятий в разрезе мощностью до 3 км присутствуют осадки триаса, нижнего и верхнего мела, палеоцен-эоцена, Майкопа и неогена. За исключением карбонатного верхнего мела, все другие стратиграфические комплексы сложены песчано-глинистыми породами и содержат залежи газа и газоконденсата. В осевой зоне и на северном борту Западно-Кубанского прогиба, где продуктивные комплексы залегают на глубинах до 2,5 км, осадочный чехол сложен преимущественно песчано-глинистыми осадками нижнего (чокрак-меотис) и верхнего (понт-куяльник) неогена.
В разрезе южного борта Западно-Кубанского прогиба нижне-верхненео-геновые отложения также являются нефтегазоносными, но имеют значительно сокращенную мощность. Основной объем осадочного чехла мощностью до 4-5 км здесь занимают преимущественно терригенные породы май-копа и эоцен-палеоцена, которые содержат большинство известных месторождений нефти и газа. Наиболее древними подразделениями в разрезе южного борта являются карбонатные породы верхней юры, также содержащие залежи промышленного значения. В Восточно-Кубанской впадине, где вскрытая мощность осадочного чехла превышает 5 км, в разрезе доминируют песчано-глинистые породы нижней и средней юры, карбонатные осадки Оксфорда (оба комплекса продуктивны) и терригенно-соленос-ный комплекс титон-кимериджа. В разрезе присутствуют также меловые и палеоген-неогеновые отложения, имеющие ограниченную продуктивность.
Неразведанные ресурсы нефти и газа края распределены практически во всех комплексах с доказанной нефтегазоносностью.
Доля низкодостоверных ресурсов категории Д в целом по краю небольшая, по нефти она составляет 18,8 %, газу - 27,7 %. Однако в отдельных тектонических зонах объем этих ресурсов очень высокий. Так, например, в пределах Северо-Западного Кавказа их доля превышает по нефти 57 %, а по газу - 65 %.
Северные районы края являются перспективными преимущественно на газ. Здесь, в пределах Тимашевской ступени, Каневско-Березанской зоны и Западно-Ставропольской впадины, распределено около одной трети всех неразведанных ресурсов газа, в основном, в отложениях неогена и нижнего мела. Остальная территория края является перспективной на нефть и газ. Комплексы неравноценны по объемам неразведанных ресурсов. Так, в неогене и палеогене Западно-Кубанского прогиба сконцентрировано 71,2 % всех наиболее достоверных ресурсов (категории С3 и Д1) нефти. Неогеновый комплекс этого же тектонического элемента и юрский Восточно-Кубанской впадины содержат 42 % всех ресурсов газа. Следует отметить достаточно значительный объем ресурсов, залегающих на небольших глубинах (до 3 км). Это 68,9 % нефти, газа - 52,8 %. Среди глубокопогруженных ресурсов (5-7 км) доля нефти 10,1 %, газа - 26,9 %.
Таким образом, исходя из величин неразведанных ресурсов нефти и газа, степени их обоснованности и сравнительно небольших глубин залегания, основным газонефтяным направлением поисков новых месторождений является неогеновый комплекс западной части Западно-Кубанского прогиба и прилегающих районов Тимашевской ступени. Другим нефтяным направлением поисков является миоцен п-ова Тамань и прилегающих районов передового прогиба. Юрские отложения Восточно-Кубанской впадины и южного борта Западно-Кубанского прогиба, несмотря на высокую оценку неразведанных ресурсов газа и нефти, в настоящее время не подготовлены к широкому проведению буровых работ, и к тому же эти ресурсы залегают на глубинах 4-5 км и ниже.
