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

Актуальность темы

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

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

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

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

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

Для реализации поставленной цели были решены несколько взаимосвязанных задач:

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

— уточнены схемы распространения природных резервуаров по различным стратиграфическим подразделениям;

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

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

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

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

Научная новизна. В диссертационной работе:

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

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

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

— разработана комплексная программа геологоразведочных работ;

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

Основные защищаемые положения.

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

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

3. Комплексная программа геологоразведочных работ на нефть и газ.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

3. ОЦЕНКА ПЕРСПЕКТИВ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ВАЛАНЖИН-ВЕРХНЕЮРСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ.

3.1. Характеристика нефтегазоносных комплексов и прогнозируемых ловушек УВ.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

3. 2. Характеристика перспективных объектов.

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

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

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

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

— 5000 -I.

— 5500.

— 6000.

— 6500.

— 7000.

Рисунок 14 — Площадь Арак-Далатарекская. А) Геологический профильный разрез по линии 1 -IБ) Фрагмент временного сейсмического разреза по профилю 28 804.

Условные обозначения к рисункам 13−24.

— 1400.

5050^-6100 }.

— 6600.

I i с. А X тш.

Разрывные нарушения.

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

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

Изогипсы по кровле межсолевой толщи верхней юры.

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

Сейсмические профили Линия геологического профиля.

Проектные скважины.

Контуры объектов в подсолевых отложениях.

Стратиграфические несогласия.

Известняки.

Глинистые известняки Доломиты.

Ангидриты, галиты с редкими прослоями доломитов.

Органогенно-обломочные известняки.

Прогнозируемые залежи Выявленные залежи.

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

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

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

350 м. Площадь нефтеносности 35,1 км" .

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

О. = S * h м. * К *К *п *К.

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

Qнeфти извл. Qнeфти геол. * КИЗШ1,.

Qma извл. Qнeфти извл. ^ G, где:

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

Sплощадь поля нефтеносности, тыс. м ;

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

Кпкоэффициент открытой пористости, доли единицы;

Кн — коэффициент нефтенасыщенности, доли единицырнплотность нефти в стандартных условиях, т/м ;

Кпер — коэффициент пересчетный;

Кизвл. — коэффициент нефтеизвлечения, доли единицыо.

Gгазовый фактор, м /т.

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

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

Кп = 0,0042- Кн= 0,85- р&bdquo- = 0,819 т/м3- Кпер = 0,374- Кпизвл. = 0,5- G = 640 м3/т.

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

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

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

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

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

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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