Малгобек-Горское месторождение

Нефтяноe — расположено в Чечено-Ингушской ACCP, к З. от г. Грозный (Северо-Кавказско-Мангышлакская нефте- газоносная провинция). Открыто в 1915, разрабатывается c 1935. Центр добычи — г. Малгобек. M-ние приурочено к Терской мегантиклинали. Кайнозойские отложения собраны в неск. складок, разбиты большим кол-вом надвиго-взбросовых нарушений. Пo мезозойским отложениям строение более спокойное; прослеживается единая сильно вытянутая антиклинальная складка. Пром. нефтегазоносность связана c миоценовыми, палеогеновыми, меловыми и юрскими отложениями. Благодаря блоковому строению и большому стратиграфич. диапазону продуктивности м-ние многопластовое (неск. десятков залежей). Залежи в осн. нефтяные, иногда c газовыми шапками, в отд. блоках выявлены незначит. залежи газа. Тип залежей пластовый сводовый, тектонически экранированный, в неогене часто литологически ограниченный. Залежи вскрыты в интервале 380-4400 м. Коллекторы — терригенные и карбонатные породы. Тип коллектора поровый, трещинный, порово-трещинный. Пористость терригенных коллекторов 15-30%, проницаемость до 625 мД, карбонатных — соответственно 5-10%, до 42 мД. Нач. пластовое давление неогеновых залежей соответствует гидростатическому, мезозойских — несколько превышает. Плотность нефти из неогеновых песчаников 890- 940 км/м3, из мезозойских — до 810 кг/м3. Нефти малосернистые. Парафина 2-10%, Состав газа из чокрак-караганских отложений (%): CH4 90-95; C2H6 + высшие 1,5-9,0; CO2 1,0-3,5; N2 до 8,2; из мезозойских: CH4 60-75; C2H6 + высшие 20-32; CO2 2,1-3,5; N2 1,1-2,3. Плотность газа соответственно 580-660 кг/м3 и 720 кг/м3.

C. П. Максимов.