Класс Месторождения:
Тип Месторождения: Нефтегазовое
Местоположение:
Местность:
Стадия разработки: Добыча
Год открытия:
Источник информации: Росгеолфонд
Метод открытия:
Площадь: 102.27 км²
Старогрозненское нефтегазовое месторождение
Расположено в пределах западной части г. Грозный, охватывая в основном восточное ответвление Сунженского хребта, представленное Грозненским хребтом. В геологическом плане контролируется одноименной линейно-вытянутой антиклинальной структурой, осложненной разрывными нарушениями. Местоположение месторождения соответствует зоне пересечения Сунженского субширотного и Гехинского поперечного глубинных разломов (рис. 1).
В структуре месторождения выделяются среднемиоценовый и эоцен-верхнемеловой этажи. Надмайкопская структура представляет собой ассиметричную антиклинальную складку субширотного простирания с крутопадающим северным (поднадвиг) и пологим (надвиг) южными крыльями. Подмайкопская структура представляет собой брахиантиклинальную ассиметричную складку субширотного простирания. Залежи нефти и газа установлены в песчаных пластах миоцена, известняках верхнего мела, песчаноалевролитовых пластах апта и карбонатных породах валанжина [Геология нефти…, 2010]. Среднемиоценовые залежи УВ практически выработаны. Промышленный приток нефти в отложениях верхнего мела впервые получен в 1963 г. в скв. 641. В 1973 г. установлена залежь нефти в песчаном пласте апта скв. 701, а в 1989 г. – залежь газа в валанжинских отложениях скв.728 (рис. 2). Последняя скважина законсервирована из-за значительного содержания сероводорода в газе. В целом выработанность Старогрозненского месторождения составляет более 90%. Перспективы связаны с доразведкой открытых залежей.
Впервые о несовпадении объемов добываемой нефти и запасов миоценовых залежей УВ отмечалось Л.И. Баскаковым еще в начале ХХ века (III Всемирный нефтяной конгресс, г. Бухарест). Вместе с тем по сегодняшний день эти залежи находятся в эксплуатации. По прошествии нескольких десятилетий в начале 60-х гг. ХХ века на Старогрозненском месторождении установлена промышленная нефтеносность верхнемеловых отложений, а в 1973 г. - аптских отложений нижнего мела. В 1989 г. открыта газовая залежь в нижнемеловых валанжинских отложениях.
Рис. 1. Схема размещения локальных структур, месторождений и глубинных разломов Терско-Каспийского прогиба [Даукаев, Абубакарова, 2023] а - поперечная зона разломов, б - продольная, в - диагональная, г - месторождения нефти и газа, д - нефтегазоконденсатное месторождение, е - локальные структуры. Глубинные разломы и шовные зоны: продольные общекавказской ориентировки: I. Черногорский разлом; II. Пшекиш-Тырныаузская шовная зона; III. Сунженская шовная зона; IV. Терский; V. Краевой разлом. Поперечные антикавказской ориентировки: VI. Чегемский разлом, VII. Черекский разлом, VIII. Ардонская зона; IX. Цхинвальско-Казбекская зона разломов; X. Гехинская; ХI. Аргунская; ХII. Новогрозненская (Аксайская). Диагональные: ХIII. Датыхско-Ахловская зона разломов; XIV. Бенойско-Эльдаровская; XV. Гудермесско-Моздокская. Локальные антиклинальные поднятия:1 - Советское; 2 - Курское; 3 - Новоивановское поднятие; 4 - Арак-Далатарекское; 5 - Ахловское; 6 - Аргуданское; 7 - Карджинское; 8 - Заманкульское; 9 - КарабулакАчалукское; 10 - Серноводское; 11 - Малгобек - Вознесенско-Алиюртовское; 12 - Эльдаровское; 13 - Северо-Эльдаровское, 14 - Хаян-Кортовское; 15 - Горячеисточнинское; 16 - Старогрозненское; 17 - Октябрьское; 18 - Брагунское; 19 - Северо-Брагунское; 20 - Западно-Гудермесское; 21 - Суворовское; 22 - Бенойское; 23 - Саясановская; 24 - Ножаюртовская; 25 - Мескетинская; 26 - Восточно-Гудермесское; 27 - Правобережное; 28 - Червленское; 29 - Ищерское; 30 - Моздокское, 31 - Сюретское; 32 - Датыхское; 33 - Харбижинское; 34- Ханкальское; 35 - Северо-Ханкальское; 36 - Джалкинское; 37 - Северо-Джалкинское; 38 - Горское; 39 - Гойт-Кортовское;40 - Минеральное; 41 - Северо-Минеральное; 42 - Андреевское; 43 - Лесное; 44 - Ильинское.
В 90-х гг. прошлого века в некоторых законсервированных скважинах зафиксирована возобновляемость запасов нефти. Залежь нефти в верхнемеловых отложениях после нескольких лет естественного режима стала разрабатываться с применением системы поддержания пластового давления путем применения законтурного заводнения.
Рис. 2. Флюидодинамическая модель Старогрозненского месторождения 1 - складчатый фундамент; 2 - карбонатный комплекс мезозоя; 3 - глинистая толща майкопа; 4 - песчано-глинистая толща неогена; 5 - залежи нефти и газа; 6 - выходы на поверхность радоновых вод; 7 - разломы осадочного чехла и земной коры; 8 - сейсмические границы по данным МОВЗ; 9 - предполагаемая граница Мохоровичича; 10 - направление миграции УВ-флюидов; 11 - очаг землетрясения; 12 - глубокие скважины.
В 1990-х гг. эксплуатационные скважины простаивались по несколько лет в связи с военными действиями. Но при возобновлении работы в скважинах 701, 709, 711, 712, 713, 714 и других сравнительно быстро восстанавливалась добыча. Эти же процессы отмечались и по более глубокозалегающим залежам нефти. Из других факторов, свидетельствующих о восполняемости запасов месторождений, следует упомянуть наличие АВПД в нефтеносных пластах, пульсирующий характер работы эксплуатационных скважин, высокий газовый фактор и др. [Сикорская, Ефанова, Ашепкова, 2017; Плотникова и др., 2014; Даукаев и др., 2023].
Источник информации: ДЛИТЕЛЬНО РАЗРАБАТЫВАЕМЫЕ МЕСТОРОЖДЕНИЯ НЕФТИ И ГАЗА СЕВЕРО-КАВКАЗСКОЙ И ВОЛГО-УРАЛЬСКОЙ НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ ПРОВИНЦИЙ КАК ПРИМЕРЫ ВОСПОЛНЯЕМОСТИ ЗАПАСОВ УГЛЕВОДОРОДОВ. Даукаев А.А., Абубакарова Э.А.2025
Следующее Месторождение: Зольненское