Литология и прогноз коллекторов в неогеновых отложениях Таманского полуострова

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

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

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

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

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

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

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

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

Анастасиевский участок.

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

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

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

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

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

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

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

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

Длина блока 2,6 км, ширина 0,6км.

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

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

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

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

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

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

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

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

Троицкий участок.

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

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

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

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

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

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

Залежь 4. Расположена на северо-восточном крыле складки, имеет сложную неправильную форму. Большая часть залежи ограничена линией выклинивания коллекторов играницей зоны ухудшения коллекторских свойств IV-а горизонта. Водонефтяные контакты исоответственно внешние контуры нефтеносности определены по скв. № 828 на отметке -1578 м, а поданным скв. № 851, где коллекторы содержат нефть, и скв. № 1750, где они водонасыщены, ВНК отбивается на отметке - 1566 м (между скважинами № 828 и № 851 находится зона отсутствия коллекторов). Юго-западнее скважин № 877 и 335, в которых коллекторы IV-а горизонтанефтенасыщены, выделяется водонасыщенная зона значительных размеров, литологически экранированная со всех сторон, кроме границы с зоной нефтенасыщения.

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

Залежь 5-Т. В сводовой части Троицкой складки выделяется небольшой (700x350м) участок литологически ограниченных коллекторов IV-а горизонта, часть которых содержит воду (скв. № 1817, № 1199), другая, большая по размерам часть, - нефть (скв. № 431 и 808). Толщина нефтенасыщенных прослоев до 4 м. [6]

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

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

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

Нефтенасыщенные толщины IV-а горизонта на большей части площади залежи не превышают 2м., но на отдельных небольших участках достигают 3 - 5 и более метров (в скважине № 567 -7,6 м). В районе скв. № 31 на северо-востоке залежи и скв. № 1481 - на юго-западе выделяются водонасыщенные зоны небольших размеров.

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

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

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

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

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

Залежи 10, 11 13 и 14-Т - небольшие, литологически экранированные залежи нефти, выделенные по одной-двум скважинам (участки скважин № 1799, № 852-381, № 672-673, № 681-755). Нефтенасыщенные толщины 0,5-2 м.

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

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

Vгоризонт

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

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

С северо-запада и запада залежь ограничена линией выклинивания коллекторов. В северо-западной части эта линия имеет довольно сложную конфигурацию,затем несколько выпрямляется и пересекает складку диагональю с востока на запад. Другая линия выклинивания коллекторов экранирует залежь на участке южного крыла (район скважин №779,778,421,850). С остальных сторон границей служит внешний контур нефтеносности, соответствующий изогипсе-1670 м структурной карты кровли V горизонта.

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

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

VI горизонт

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

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

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

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

VI-а горизонт

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

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

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

VI-а горизонт Анастасиевской площади содержит нефтяную залежь, ограниченную с юга и юго-востока линией выклинивания песчаных прослоев и внешним контуром нефтеносности с остальных сторон. Северо-западная часть залежи характеризуется максимальным развитием ненасыщенных мощностей (21 м в скважине № 135). К югу и юго-востоку их значения быстро убывают и в скважине № 631 они соответственно равны 3,6 м. На всей остальной юго-восточной части залежи значения ненасыщенных мощностей находятся в пределах от 0 до 3 м, их коллекторские свойства горизонта невысоки. [6]

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

Геологическое строение VI-a горизонта на Троицкой площади отличается большей сложностью, здесь в толще глин мощностью до 50 м и более залегает ряд песчано-алевролитовых прослоев различной, обычно небольшой мощности. Прослои коллекторов выдерживаются по площади, выклиниваются на одних участках и вновь появляются на других. Детальный анализ каротажных разрезов VI-а горизонта позволил выделить в нем три пачки сближенных между собой песчаных прослоев. Пачки отделены друг от друга мощными глинистыми разделами и, следовательно, не имеют между собой гидродинамической связи. Количество прослоев в каждой пачке колеблется от одного до трех (за некоторыми исключениями). Поэтому в дальнейшем описании три песчаные пачки для удобства будут именоваться просто прослоями. Конфигурация зон распространения отдельных прослоев и распределение их эффективных мощностей свидетельствуют о неравномерном накоплении песчано-алевролитового материала, связанном с неровностями дна и деятельностью течений. Эффективная мощность песчаных прослоев невелика и лишь в редких случаях достигает 5 м (скв. № 165, 1 прослой).

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

Залежь нефти первого, верхнего, прослоя пластовая, сводовая с многочисленными литологическими ограничениями, максимальная нефтенасыщенная мощность наблюдается в юго-восточной части залежи (5 м. в скв. № 669). На остальной части залежи нефтенасыщенные мощности не превышают 2,7 м. Водонефтяной контакт в залежи верхнего прослоя отбивается в среднем на отметке - 1642м. При ухудшении коллекторских свойств он заметно поднимается в сторону свода.Этаж нефтеносности верхней залежи равен 37м. [6]

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

Максимальная эффективная (нефтенасыщенная) мощность среднего прослоя приурочена к району скважины № 340 (2,6 м). На остальных участках залежи она колеблется от 0 до 2 м. Водонефтяной контакт залежи отбивается на отметке - 1645 м. Этаж нефтеносности 20 м.

Залежь нефти нижнего прослоя занимает самую маленькую площадь и фиксируется лишь скважинами № 345, 880, 688, 65. Максимальные эффективные и нефтенасыщенные мощности приурочены к скважинам № 345, 880 (2,6м и 3,5 м соответственно). Водонефтяной контакт залежи отбивается на отметке - 1648м, этаж нефтеносности нижней залежи 11 м.

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

VII горизонт

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

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

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

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

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

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

3.4 Свойства и состав пластовых флюидов

Газы понтических (III, II) и киммерийских (I, I-а) горизонтов очень близки друг к другу по физико-химической характеристике. В основном они состоят из метана (96-99% по объему). Этана содержится от 0,41 до 2,60%. Пропан и бутан встречаются в виде следов, пентан и высшие - менее 1 %. Содержание углекислоты - от 0,05 до 1,4%.

IV горизонт

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

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

Температура застывания нефти ниже 45⁰С, нефтепродуктов 60⁰ С.Из нефти вырабатываются высококачественные масла, дизельное топливо, авиационный керосин и др. компоненты. Конечным остатком является флотский мазут. [6]

IV -а горизонт

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

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

Нефти IV-а горизонта малосернистые (0,134 - 0,334%), слабопарафинистые (до 2,2%). Их плотность изменяется в целом по горизонту от 849 до 889 кг/м³,однако установить какие-либо закономерности изменения плотности по площади не удается. Самые низкие значения плотности нефти (849 - 854 кг/м³) отмечены в нижней пачке в залежах IV и V (скв. № 518, 519, 522). Средняя величина плотности составляет 871 кг/м³.

V и VI горизонт

Нефти V и VIгоризонтов очень сходны по физико-химическим свойствам и относятся к группе метаново-нафтеновых, малосернистых (содержание серы до 0,45%). Удельный вес нефти Vгоризонта изменяется от 0,826 - 0,830 г/см³ в сводовых частях залежи до 0,880-0,890 г/см³ на крыльях и периклинали складки

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

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

VI-а горизонт

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

На Троицкой площади нефть VI-а горизонта практически не отличается от нефти того же горизонта Анастасиевской площади. Удельный вес ее 845 - 854 кг/м³.

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

VII горизонт

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

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

3.5 Гидрогеологическая характеристика IV горизонта

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

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

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

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

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

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

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

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

В IV горизонте Анастасиевско-Троицкого месторождения присутствуют воды как гидрокарбонатнонатриевые (20 - 23,5 г/л.), так и хлоркальциевого (до 60 г/л.) типов. При этом воды гидрокарбонатнонатриевого типа распространены в зоне активного развития диапиризма (северо-западная часть складки). По мере удаления от ядра минерализация возрастает, а тип воды постепенно сменяется на хлоркальциевый (рисунок 7). Анализируя гидрохимическую обстановку месторождения М.А. Шаулов и С.А. Федотова пришли к выводу, что слабоминерализованные гидрокарбонатнонатриевые воды имеют эпигенетичную природу, а основным источником их поступления служит диапировое ядро.[2]

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Из редких микрокомпонентов определялся Sr, Ba, B, Li, Mn, Fe, Si, Al. Как правило, стронций и барий концентрируются в минерализованных водах хлоркальциевого состава. Максимальная концентрация стронция в водах данного типа составляет 54 мг/л, тогда как в водах гидрокарбонатнонатриевого - всего лишь 5 мг/л, реже до 18 мг/л. Подобная закономерность отмечается и в содержании сопутствующего стронцию бария. Его концентрация в хлоркальциевых водах до 16 мг/л это свидетельствует о глубинном происхождении. Следует отметить, что определение этих микроэлементов в условиях находящегося в разработке месторождения сопряжено с серьезными затруднениями [8]. Гидрогеологические исследования 1986 года доказали, что пробы воды, отобранные глубинным пробоотборником из законтурных скважин по существу не отражают химического состава пластовых вод. Это связано с тем, что мероприятия, проводятся для поддержания скважин в технически исправном состоянии (прокачка рассолом, заливка устья нефтью др.) привели к замене пластовых вод техногенными. [2]

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

Остальные микроэлементы (B и Br.) содержатся в количествах значительно ниже установленных кондиций (B>250 мг/л, Вr> 200 мг/л). Средние концентрации указанных микроэлементов в попутных водах IV горизонта не превышают соответственно 108,2 и 64 мг/л.

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

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

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

Гидродинамические исследования проведенные по скважине №2 Анастасиевской свидетельствуют о высоких коллекторских свойствах IV горизонта, хотя численное значение проницаемости получить не удалось, вследствие почти мгновенного восстановления пластового давления до статического (в течение одной минуты). Хорошая гидродинамическая сообщаемость водонапорной системы с залежью обеспечивает компенсацию отборов нефти и сохранение в залежи давления близкого к начальному, что способствует длительному сохранению эффективного водонапорного режима работы залежи IV горизонта. В пределах Анастасиевско-Троицкого месторождения уменьшение напоров воды в бассейне IV горизонта происходит в направлении от Анастасиевского участка к Троицкому. Это подтверждается данными исследований скважин № 2, 22, 173, 244 Анастасиевских, где напоры составляют 64 - 67 м. и скв. № 314 Троицкой, по которой напор определен в 52 м. В этом же направлении отмечается наклон (смещение) водяного контакта по IV горизонту (с 1522 до - 1530 м). Такое смещение нефтяной залежи в восточном направлении вряд ли обусловлено движением пластовых вод в бассейне с запада на восток. Скорее всего, эта разница в отметках ВНК, равная 8 м., вызвана различной проницаемостью коллектора по площади и разрезу горизонта, а также структурными особенностями. Газонасыщенность пластовых вод IV горизонта близка к предельной (К_нас.0,96-1,22), состав газа на 91-99% метановый. Таким образом, изучив гидрохимическую обстановку можно сделать вывод, что в IV горизонте Анастасиевско-Троицкого месторождения присутствуют воды как гидрокарбонатнонатриевые, так и хлоркальциевого типов, при этом воды гидрокарбонатнонатриевого типа распространены в зоне активного развития диапиризма. По мере удаления от ядра минерализация возрастает, а тип воды постепенно сменяется на хлоркальциевый.

4. История геологического развития структуры

пластовый нефтегазоносность месторождение диапиризм

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

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

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

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

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



Рисунок 8 - История формирования складки [4]

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

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

Наиболее приподнятая часть складки представляла подводный выход диапирового ядра, которое росло и развивалось синхронно с осадконакоплением. Вероятно, в отдельные отрезки геологического времени ядро перекрывалось маломощными осадками, которые быстро размывались подводной эрозией.

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

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

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

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

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

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

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

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

Троицкий участок до плиоцена представлял собой погружение единой Анастасиевской складки.

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

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

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

К концу понтического времени кровля мэотиса приобретает антиклинальную форму.

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

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

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

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

5. Формирование залежей нефти и газа Анастасиевско-Троицкого месторождения

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

5.1 Условия формирования залежей Анастасиевско-Троицкого месторождения

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

В течение многих лет наблюдается определенная эволюция во взглядах на условия формирования залежей. До установления на Анастасиевско-Троицкой структуре диапирового ядра, сложенного майкопскими глинами и контактирующего с отложениями миоцена до среднего киммерия включительно, господствовали представления о формировании за счёт латеральной миграции углеводородов вместе с потоком вод на прилегающих к складке синклиналей - Адагумо-Афипской и Славянско-Рязанской, главным образом на последней (И. П. Жабрев, М.В. Фейгин, А.Д. Жданов). Синклинали рассматривались как-зона нефтегазообразования, а складки Анастасиевско-Краснодарской антиклинальной зоны- как зона нефтегазонакопления. [5]

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

Условиями формирования залежей занимались:

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