Бесплатный автореферат и диссертация по геологии на тему

Анализ структуры главной зоны нефтеобразования и определение реализованных генерационных потенциалов мезозойских отложений Восточного Предкавказья по термолитическим данным (РОК-ЭВАЛ)

ВАК РФ 04.00.17, Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Анализ структуры главной зоны нефтеобразования и определение реализованных генерационных потенциалов мезозойских отложений Восточного Предкавказья по термолитическим данным (РОК-ЭВАЛ)"

На прозах рукописи/ . ¿у

' . I./

\ .

^Бодалати Нараяна Свами НаЛду _

АНАЛИЗ СТРУКТУРЫ ГЛАВНОЙ ЗОНЫ НЕФТЕОБРАЗОВАНИЯ И ОПРЕДЕЛЕНИЕ РЕАЛИЗОВАННЫХ ГЕНЕРАЦИОННЫХ ПОТЕНЦИАЛОВ

МЕЗОЗОЙСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ ВбСТОЧНОГО ПРЕДКАВКАЗЬЯ ПО ТЕРМОЛИТИЧЕСКИМ ДАННЫМ (РОК-ЭВАЛ)

04.00.17 - Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений

/1.

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации нэ соисхайие учекой степени кандидата гсолого-мйиералоппссхих наук

Москез -1995

Работа выполнена на кафедре месторождений полезных ископаемых, и их ранвелки инженерного факультета Российского университета дружбы народов

Научный руководитель: кандидат геалого-ыинералогических наук, профессор Е.К.ТаралёнЬ

Официальные оппонент«: , -

зоктор геозсго-минерялогических наук, профессор О. К.Баженова, | вектор геолога-иинерзаогичоских наук. поофессор.Б.А.ЧахмахчеВ)

Бэвуаая организаций: , ..

ГбсуяарстзькнЕй дкалейия ОДт £ *ааа им. И.М.Гуокнна

Загйа состоэтсаяелгйря 1^35 г. в /530 часов на . ааспдаииа исеЯг-тз^йонного сзв«та К 05<<.2?,.Сб ъ ...

Российское университете друяйы Народов пс алресу: 11У1&&; йряягчиюше. г, зуд. ш.

С вио'сертадмэй йсхяо ознакомиться внаучюп библиотеке

Фролов по алресу: ШШГ* ь'ждуко-Ыачлая, б. *

йчгорбЗДйй' разослан " " «сября 19<М> г.

Ученый секретарь .лгсееэташюинего совета . кандидат геодого- мияералепг:еских наук,

яопект———С.М. Грушин

ОБЩАн ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность теш исследований. Термолктический метол . изучения горных пород на установках типа Рок-Эвал позволяет определять генетический тип керогещ? и степень его созревания, а такте рассчитывать величины тай называемого генерационного потенциала. Однако за двадцать лет активного использования пиролизаторов Рок-Эвал'методы интерпретации данных не претерпели существенного изменения. Это привело к тому, , что после 1937 г.: публикации по материалам Рок-Эвал резко сократились, видимо, в связи-с потерей интереса к методу. Предпринятые в 90-х голах попытки использования данные Рок-Эвал для кинетического моделирования созревания керогена и генерации нефти носят пока методический характер..

Меадэд тем предварительные исследования показывают, что ; интерпретация данный Рок-Эвал может быть существенно расширена и модернизирована, в связи с чем появляются.'новае воз-макности детализации неФтегенерашонных процессов.

Цель-работы - разработка новых методов 'интерпретации ■показателей Рок-Эвал

■ Задачи исследований: • - ..

- оценка информативности стандартной интерпретации показателей' Рок-Эвал;

- детализация структуры главной зоны нефтеобравования в мезозойских отложениях Восточного Предкавказья;

- разработка методов количественной оценки реализованного нештегенерашонного потенциала.

•■ Методы исследований. Керновый материал из осадочных пород и фундамента восточного Предкавказья был проанализирован частично на установках типа Рок-Звал П (ИГиРГИ РАЕН», частично на пиролизаторе ОБА (Французский нефтяной институт). Яри построении графинов зависимости термодитических иоказа-телей от глубины было применено осреднений данных по методу "скользящего окна". Проведение линии "нормальной генерации микронефти" производилось в поле минимального уплотнения ' глин, в связи с чем были рассчитаны по диаграммам ГМС коэф-

- '•• I

'¡Ьишюнты аномалийности КС уплотнения анализируемых образце® • глин. ■ .

Научная новизна. В работе произведен всесторонний анализ метопов стандартной интерпретации данных Рок-Эвал и ¡приведены откорректированные графики зависимостей мегау показа- ' гелями РЭ. Впервые лля'разреза Восточного Предкавказья лета- • лизирована структура главной зоны нештеойразованкя отдельно ' злл-алинового и аркокового типов -керогена. Предложена новая . т-эдмолитнческая -характеристика. ®ак .называемая "линия шор- . мажыиай генерации дакропеаши"., "тазпелякшя ноля сиигелетич- • • ной ч'-нвтохтокной:) и энягенегагоной (паравтохтонной)'-микроне®-'' ти. Разработаны пва принципиально ¡новых споссн5а .расчета реализованного генерационного потенциала глинистых .горнви пЬ-

рОЗ. ■ ' .' . 1 -

ТТрактич^ская значимость ояботы. ' Впервые шля -Восточного Предкавказья лвумя' 'Независимыми методами .были рассчитаны • нертегенерапионные ресурсы мезозойских отложений, т.а. оСйше количества микронефти, эвакуированной из мезозойских -глин. '•,'" Подсчеты пали схойимые результаты. "'■ \ ;„ ' .. . • Вакхический материал." Б обшей сложности па установках' . •псок-Еуз! и ОЗА баао проанализировано 4£0 образцов различных". :посоа по йсрму разрезу Восточного Предкавказья, однако после .. отбраковки были оставлены 65 образцов глинистых порол из' па-доогеновой части разреза» '19;] . образец - из мезозойской части • и 2 - из фунламёьта. .Из выборки исключены ¡образцы,- не содерж."- .капе органики,, а также коллекторы с Р1 > 0,8. Лля ¿пределе-';'г ния' линия ^^адальной генерации ликроаефти были построены 62 графика "аао»л£Лийност>ПЮ;,~ • • \ " - . ,.'' ..

Структура "и объем диссертации? "'Диссертационная работа включает ,в себя введение,. , пять глав тексту и заключение- на • . .'...... .стр.,■■■ 'машинописного^ текста, ;а также... текстовых'"■

приложений и список использованной литературу из 76 наименр- { ваннй. оошй объем работы составляет... . стр, . ' |;

СОцьРМНЖ РШлЫ

1. Краткий очерк геологического .строения Прикумской нефтегазоносной области

Изучаемая территория расположена в равнинной части Восточного Предкавказья, охватывая восточные район« Ставропольского края. В 5Сих годах здесь были начаты геофизические и буровые работы, ;.кйторые привели к открытию залежей нефти- в палеогеновых, меловых,, вриких и триасовых отложениях. Геологическое строение и нефтеносность региона отражены в много-■ численных публикациях, в связи с чем в 1-й главе приводится лишь краткая компиляция сведений по этим разделам.

По геотектоническому положен™ Восточное Предкавказье-стноситдя к эгшгерцинской Предкавказской (Скифской) пдатфор-. ме, фундамент которой сложен разновозрастными и различными по составу палеозойскими породами. Б Прикумской нефтегаво-' косной области (НГСй фундамент сложен преимущественно сред-некамеиноугольными глинистыми и серипит-кремнисто-хлоритовыми сланцами с прослоями метаморфизованньи песчаников и алевролитов в верхней части, которые-вниз по разрезу сменяются чередованием вулканогенных, карбонатных и терригенных пород. Толпа' интенсивно преобразована и дислоцирована, местами . прорвана интрузиями гранитоидов...

. Осадочное выполнение представлено мезозойскими и кайнозойскими отложениями почти ' непрерывной последовательности. По степени дислоиированности и истории развития осадочное 1 выполнение образует два этажа. , Нижний этаж, отражающий таш-•рогенный .('по А.И.Летавину) этат развития региона, ' сложен' груОообломочными .красноцветкыми отложениями предположительно верхцепермско-нижнетриасового возраста,■ а также карбонатны-. ми, терригенными и вулканогенными породами всех грех отделов * триаса. Пермо-триасовая толща интенсивно 'разбита на множество блоков, испытавших раэноамплитудные подвижки в конце три-

•в .

аса-начале юры (киммерийская- фага тектогенега"). Суммарная . ¿олшша нижнего структурного зтажа составляет 2-2.5 км, . ол-- • нако ка большей части региона отложения 1тяфрогенного комплекса размыты на ту или иную глубину, вплоть ло фундамента.-Тероигенные ¡1 карбонатные отложения юры. мела. палеоЬе-' на, неогена и антропоГена. вхоляпше в состав верхнего струк-. турно'го'этажа. • образует собстБеино платформенный слабонаоу-¡аинкый чехол. . толщина которого . изменяется от 3-3,5 км на • Припиской ступени до 10-12 км в Тарско- Каспийском переловом", прогибе. Примечательной особенностью платформенного - чехла •следует считать наличие полуторэкилометровой преимущественно глинистой майкопской серии олигоцен-нижнемиопенового возраста. инея регионально распространена на территории Прелк&в-казья и на сопредельных территориях, и акваториях. Б гилроге~ алогическом отношении она выполняет роль регионального флюи-ноупора. " : >' ■ ■ ' | . -. - • ч

Сукламент Прелкапказской платформы разбит "на разнопорядковые системы блоков. В Восточном Предкавказье на грайиие ■ с докембрийской Восточно-Европейской платформой 'выделяется зал Карпинского, -шшее которого расположена группа Ыанычских ^ прогибов., К югу от Восточно-Манычского прогиба с запала, на-восток пйотигиьаетс-я обширная гомоклиналь, выраженная, в структуре осадочного чехла и образующая пологий ■ платфорыен- • !ш;Ч склон Т'зрско-Каспийского передового прогиба. • 3 районе нилучйны р..-Кумы гсуоаишаль трансформируется в округлое, алзго-диаметром около 80. ку, .получившее .название Нрикумская-;

. с'хупсшь'г ~~—_____ . • 7 >

•мс;бо?о!1.скис и "йгоб-енно кайнозойские1 отложения 'ь значительной мене нивелируют редьей ФунСзмента. 'Подвижки блоков Фундамента. проявившиеся . как следствие альпийской фазы тек-тогеи^са, привели к формированию унаследованных малоампли-' тулкых поднятий и впадин платформенного'типа. : |

■ ; . Б. истерия геологического развития региона четко выделяется три оснэз1!их7этаиа: геосинклиналь |шй, таэрогенный и 4 • • • ! : '

платформенный. Геосинклинальнуй режим заканчивается в позднем палеозое денудацией гериинских складчатых образований и стабилизацией земной коры. Б конце Перми-начале триаса обширным грабенообразованием начинается этап формирования промежуточного комплекса, который в позднем триасе-ранней юре. претерпел активные блоковые нарушения и денудацию на разную глубину, вплоть до фундамента. Практически сразу же вслед ¡за тафроге^ным этапом ' начался период спокойного регионального _ погружения и формирования чехла платформенных осадков. Темп осадконакопления периодически.менялся, и, в частности,'после : очень вялого (б ы/млн лет) осадконакопления в палеогене происходит очень' быстрое ('80 и/идя лег» накопление майкопской . серии. Б позднем неогене, как реакция на резкой зозянмание Большого Кавказа, произошло быстрое погружение Герско-Кас-пийского прогиба и формирование обширной гомоклинали . вдоль его' северного борта, в пределах которой находите^ изучаемый . ■ район. Происходит структурная перестройка региона, активизация разлрмов, переформирование структур. Б это же время.в результате,воэдымащю вала КарпинскогЬ осадочный чехол был размыт на глубину до'2 км, вследствие чего местами (Бузгино-' кий и Промысловский блоки).были смыты майкопские отложения. ' Произошло раскрытие палеоген-мезозойского ' водонапорного ', комплекса и формирование элизионных потоков в пределах всего Восточного Предкавказья.

Б нефтегеологическом ■ отношении- изучаемая территория входит в состав Прикумской нефтегазоносной области Сред-. ; не-Каспийского нефтегазоносного оассейна. Основная нефтеносность связана с Прикумской ступенью, в пределах которой рас-' положена подавляющая часть нефтяных залежей. Нефть найдена в' . 'отлокениях нижнего и среднего триаса, .всех отделов юры, мела.

и палеогена,■ однако почти 75Х залежей сосредоточено в кол/ лекторских горизонтах неокома и юры, Небольшие газоконден-сатные еалежи обнаружены, в юрских отложениях, непромышленные . притоки газа получены из песчаников и глин Майкопа, '•

-■- ■ У

Практически в самом начале поисковых и разведочных ра- . бот было установлено, что в Прикумской. НГО присутствует. • нефть двух различных типов. В триасовых, юрских и нижнемеловых отложениях обнаружены легкие высокопарафинистые нефти, , тогда как в веркнемелоЕЫХ и палеогеновых коллекторах найдены '/тяжеленные смолисто-асфальтеновые нефти. • '¡

Основы исследований методом тсрмолитической газозой хроматографии

Пиролитический метод исследования керогена получил за- • конченное развитие в середине 70-х годов после успешной раз-эабочки Французскими инженерами и геохимиками автоматизированной установки Рок-Эвал (РЭ). Установка' Р? широко приметя-.' лась tipil поисках ношти и газа в различных, регионах мира. "На йервсм этапе данные. РЗ испольвовались для определения типа и

• степени созревания керогена, выделения в разрезе "нефтяного < скна" i ГЗН) и залежей нефти. Н.а 198£-87 гЬ приходится макси- • мум публикаций, 'содержащих результаты методических и теоретических исследований первого -этана. "и середины 60-х- ,.ró¿0b

' начало _ сормироваться новое направление геохимических -иссле- ■ .аопзний -'определение с помошып аппаратуры типа РЭ энергий активаций катагеньтнческого процессов керогена с целью -разработки кинетических моделей генерации микронефти. В середине 00-к годов в РУЛИ оахэрмилось еще одио направление терчо-. :щгических исследований ачалив тонкой структуры ГЭН и рп- ■'■■ ределеиНъ-«ш/пчными способами,величин реализованных генерационных' потенциалов." ""г-—-— • ' '--.' .

- - •--------' О, ' '

Наиболее распространенная устЗКов.ка гок-Эвал П i Ра .:П.> проастаплл4т собой высокоточную,' автоматизированную и компь-' ютеризированную систему, в которой происходит программяро-. паиный нагрев .ь атмосфере гелия до 600°С небольших iдо 0ti ' . п .навесок дробленых пород и определение ка газовом хрома, тографе обгемоь выделившихся газо- и парообразных УВ, а так-

• 6 • Г . • '' ' : " ' ! " ■

о '-•"': .

же Сиз. Определяются содержания свободных УБ (сигнал Зг'Г, связанных УБ, выделившихся из керогена в результате термолиза ('сигнал 5-2температура максимума сигнала '/, содержание связанной СО2, полученной ыа загшочительноы этапе при сжигании в атмосфере кислорода остаточного керогена ('сигнал 54). Первичные показатели РЭ П используются лл& расчетов комплексных показателей, таких как рбший органический углерда ГШ « ¿й + +24, водородный индекс Н1 - 5<>/70С, 'углеводородный индекс КС1 - Зг/ТОС, кислородный индекс 01 « 5э/'ТиС и индекг продуктивности Р1 - 51/»'51 +'Зг •На основании этих показателей французские и американские исследователи разработали серию графиков, ; позволявших диагностировать тип. керогена и степень его катагенетического ; преобразования. Эти, графики получили широкое распространение; обусловленное их простотой и 'высокой скоростью выполнения. ' , ! . ' - ' .

Для первичной • опёнки качества кефтематеринсгах пород Тбыло предложено использовать величины* ТОС и 5г. ; В диссерта-. ции указывается, что как сами показатели, так и критерии оценок пород по ним могут применяться только после соответствующего критического анализа. Наиболее широкое распространение получили различные графики, использующие комплексные показатели РЭ-П. Эти графики позволяют определять генетический тип керогена и степень его_ созревания.

График Н1=1(иГ), аналогичный знаменитому графику Б.Тис-.-со Н/'Сат =1 Г0/Саг), позволяет выделять тси ('в'некоторых случаях четыре'.совокупности фигуративных точек, соответству-. юших определенным ,генетическим типам керогена: тип I - али-новое (алифатическое, алициклическое.) ОБ, ' тип Л - алино-во-арконовое |'экзинитовое'|, тип Ш - арконовое и тип IV - ар, коновое инертитовое, График Тиссо-Эспиталье позволяет уве' ренно определять тип керогена на подстадии ПК и градациях МК1-МК2. ■ .На более высоких градациях, по мере истощения водо--рода и кислорода составы керогена всех типов становятся •

. трудноразличимыми. '""''.

Более содержательную информацию ! содержат графики Hi"f 11-макс;. Как и на графике HMíuU, здесь выделяется несколько генетических линии, различающихся главным образом по величинам HI. Корреляция Т°на;<с с позволила Лж. Эсг1и-талье, шделить интервал < 43СгС! как зону незрелого керогёна síliO, интервал 430-455°С отождествить .' с "нефтяным окном" ГМК|-ЫК2) • интервал *Г°иым > 460°С отнести к газовой зоне.; В газовой гоне~"генотаческле_ линии всех типов керогена сходят-"', сл. образуя, как и у предыдущего"графика."7 область-конверген-.tutu свойств и состава различных- керогенов. ;

¡¿3-за иа^жт перекоашх разностей керогена на графиках íib fiori л НЬГ |'Т°,;акс'< выделяются не поля типов керОгена,-» а только осррлняяале '■'генетические" линии. : . v

Использование аппаратуры РЭ на скважинах и оперативный .'■лГллнз глзма в холе' бурения позволило существенно расширить :уи/кд геохимического каротажа. - Установка Fd-ffi iü3A'i поэволя-. ■л дополнительно определять в. низкотемпературном интервале сигнал 50.. пскааыраашй солер&зние в пород« УВ.гаэа. С rfo-даа графиков' распоелеления по глубине [гермолитических rio- , г-аэагелеи- выделяются зоны созревания керогена. генерационные" ••гпии и sántiiiui нефти и газа.' с 1

Тцрмолитические .характеристики глинистых -•• ' пород. Восточного Предкавказья

•С псИоаь*>-_^£тановок.РЭ-П и 05А нами были проанализирс-вчны 4íü серазеов горншЛюроя,. из.которых только образ--¡пв сказались " питголшши • для интерпретации. иоталыше 140 образцов либо не. содержали FGB. либо были предстятжны неш-. r*Hvau¡Emiu\!il коллекторами |'РьЧ;,й'ъ либо не соответствовали стаклм.ту го мяссе шесте'?ü мг'>. бее ¿60 образцов предстдв-лоаи .глпг'.чстыми породами, 'причеч &>% образцов приходится ¡на •.¡tathicsoñrr.!« отло&еккя. - на мезозойские и i - на naqe-8 '

ойойские фундамент'!.

На первом этапе били рассчитаны среднеарифметические значения iû термоличЬмеских показателей по у стратиграфическим подразделениям. По этим данным четко выявились различия между кайнозойскими и мезозойскими отложениями: .кайнозойские, отложения явно превосходят мезозойские по таким показателям, как TOC, Sj, оз.. Зр. HI и S2/53; Такое различие обусловлено слабым катагенезом кайнозойских пород. По данным Т0.«акс они сейчас/находятся в инт. 4ЙО-435°С, т.е. в саиой верхней части MKi и еше не' успели реализовать свой генерационный потенциал.

По содержанию TOC к нефтематеринским могут быть отнесены кумские' ('2,32%'i, халумско-батаяпашинские (Z,Qi%) и юрские 4*0,76%.') ^лины. неожиданно низкие значения TOC гасЗегистркро-. ваш в нижне- к срелнетриасовых отложениях iO,?/i и û,i2l), которые многими исследователями рассматриваются.в качестве • нефтематеринских. По битуминологическим данным содержание. Соог во всех отложениях в 3-4 раза выше, чем содержание TOC. ^Приблизительно таки? же соотношения наблюдаются между значениями ХБД+ДБСБ и Si. ' Причина таких расхождений обсуждается ниже. ,

Распределение Т°макс Дает общий рост показателя по мере , перехода к более др'евним отложениям, отмечая известную тенденцию упрочения углеродного скелета керогена в ходе катагенеза. Обращает на себя внимание необычайно низкий уровень значений S3 для керогена из юрских и нижнемеловых отложений, принадлежащих ic типу Ш. На графике S2/S3. все мезозойские отложения характеризуются значениями менее 5 и, таким образом, ' по мнению французских л американских геохимиков, должны от-.'носиться к гавопроизводяшим отложениям. Средний уровень Р1 для мезозойских отложений нигде не превышает 0,5.

Анализ показывает, что средние величины по стратиграфи- . ческим подразделениям не^лают представительных оценок и 'на

могут служить основанием для выводов,

. $ ■

' на материалах Восточного-. Предкавказья были построены стандартные графики HI - f i'Tc4?jîc) .h HI г fiûi). - На графике. tu « f 35?. точек находятся в штепваье 43û-44û°ù,

г.в, на градации MKi. Час-хь образцов из,кижнемеловых, нижне-л срол'/етриасовых и пермско- триасовых отложений попала в ёо~ ' ну Т°мгксч4£ОсС. т.е.1 в ПК, что явно противоречит реальной ciene-ни катагенеза этих' порол. С другой стороны часть образ- . цов-из_майкопской серии попала в газовую зону, что также :не отвечает Ъеалъинм-условиям. Видимо, в первом случае образцы были загрязнены твердыми н'гйт]иа*.га~ а ео втором содержали.. Г-ОБ в пиле органо-минеральных комплексов.;' Последнее предположение. полтеепклается низкими значениями ТСС для этих об-

I

разное. ...... | ..•.-.

Распределение точек на графике.хорошо.соответствует бб- . ¿»принятым представлениям: палеогеновые ¡отложения преимущественно' команикоидного состава расположилась в поле -керогена I типа и тяготеют.'К началу "нефтяной гоны", тогда ¡как _ гибкие и иижнемеловые ооразш в основном! расположились на полях керогена П и iii типов р диапазоне бЬлее еысоких температур. (¡'а Участке с Г%.а.Д.>45СгС лишФе'ренциааия образцов^ 1по типам ¡^рргена практически невозможна ('область конвергенции"!

fia оЪновашш ряда показателей, в том;, числе на основании орагшителъного анализа.гратика ¡il. =.f и^какс' о графиками,Щ -= ¿(01) и >/5з « f (D), .где D - глубин^, мы провели более или менее обоснованные, гранимы полей керогена'разных типоз.. ,. танк-*'эта-операция никем. н? производилась1. •/:

■ BcnCcibW£_jaKKae' витршштовой рефлексометрии,'. анализ Когоркх' sait в разлел5~чгйт-,—мы..смогли общественно уточнить шкалу Т°накс * Наэддо нефтяной зона lilK-yl'iKi ) '"'для керогена • с/Зоях типон действительно опрелеляетс.ч Г°!!акс ~ - '430сС. Гранина зля йКал имеет Т°макс- *• 4ЬвсС, для СКа'р -'

Н-чпсмним. . что йх.' .сСпитадье и-ар-, определяют рубеж между. н»:-отяной и газовойг бонами значениями Т°><.?.кс » 4бо~0 | и » -1,£0Х. т.е. где.'-ю.'внутри мм. |

ю- -■-..-..: 1

График-HI '- . fi'OI'i менее информативен, т.к. ¿одержит

только генетически информацию. На нем резко разделяются по- -• ' »

. ля I+ÎI и'Ш+îV типов керогена, однако более пробное разделение полей-практически невозможно. Как нам представляется, '.область конвергенции должна определяться значениями HÎ =■'

0-150 кг УВ/т 70С и 01 - 0-65 кг Cib /т ТОО. ,< 1 Впервые в ' практике интерпретации данных Рок-Эвал был • достроен график Зо/Зз » f/D'i. Было установлено,что разброс . значений S2/S3 резко увеличивается в инт. ■ 2200-2300 м, дос; тигая "¿5. Этот максимум' четко отражает кровлю FSH. которая устанавливается также по Еитринитовой рефлексомётрии и данным метода СИТ. Ниже £500 м значения S2/S3 этой границы постепенно уменьшаются до величины■около о на гл. 4500 м.

"Геологи ширмы Шеврон определяют So/Zj - 5 как рубеж межлу газо- и нефтепроизволяшими отложениями. Нашими исследованиями- ьг/Зэ « б на гл. 2250 м определяет границу'между керогеном-iil и керогеном-П. На гл. 3400 и значение S2/S3 снижается до 3,5 и на гл. 4200 м - до 2. Таким образом этот _ • показатель имеет? тенденцию уменьшаться о глубиной..

материалы гл. 3 показывают, что стандартные методы интерпретации. разработанные французскими и американскими исс-. ледователями, могут быть дополнены и уточнены. Прежде.всего , это касается проведения границ между. ■ керогенами различных типов и определения температурных интервалов катагенетичес-ких-градаций внутри "нефтяного, окна".

4/ Стадиальность и зональность нефтегенерашюкных ■. ' " процессов в мезозойских отложениях - " - Восточного Предкавказья - ' •

Исследованиям структуры Г5Н в составе осадочного чехла Восточного Предкавказья предшествует краткий исторический обзор представлений по проблеме и ее современное .состояние;, изучением закономерностей преобразования горных пород, вклю-

чая содержащееся в них ОБ, занимался широкий круг геологов, котоше шэедлсишли многочисленные схемы градационного псеоб-разовапия органической (уголь, керогеш и неорганической; '• составных чартей горных пород. Б Росыф наи(¡^¿шим|распространением пользуется схема, предложенная Н.Б рассоевичем, ко-' торая обобщила достижения многих российских и зарубежных1 творческих коллективов. Б 1560-81 г геохимики ВНИГРИ под руководством С.Г.Неручева впервые опубликовали сведения о тонкой структуре ГФН, выявленной по данным битуМИнологичесгак исследований доманикитов. . _

•'мезозойские отлокенил Восточного Предкавказья' хорошо изучены методами витринитовой рефлексометрии, 'цветности керогена, спор и пыльцы и т.д. Было установлено, что кероген: ' преобразован от МК1 в альбе до К1К4 в нижнем триасе. Деталь-

• ные исследования показали наличие, в разр'езе аномальных эффектов, таких,-как очень широкий ('до 2-х градаций') разброс значений.Н° для одновозрастиых отложений, находящихся на одинаковых глубинах, палеотемпературные несогласия (Н.П.Гре-

; чшиников) и переслаивание горизонтов с разными ' градациями' катагенеза керогена (А.Н.итафеев).

, , Анализируя эти данные, мы установили, что в коллекторе-1 ких горизонтах Г;°, как правило, ' превышает' Я0 из вмещающих глинистых толш, иногда на целую градацию. Поскольку генерация нефти происходит в глинистых отложениях, ш определили з^висимосп степени катагенеза керогена от 'глубины по величинам Рг5 р глинах. . Построенный нами график зависимости градации катагенеза • НОВ от глубины проходит несколько левее графика, построенного для скэ. Кочубейг! и считающегося эталонным .^Увеличение в коллекторах ми объясняем убыстрением'

• .к^тагеНева НОВ в "открытых" системах. '■

В соответствии с -' новым графиком были откорректированы, глубинные границы, катагенетическр зон;. ПКэ/МКг - 2250 м, ЦуЖг--.3400'м, . мк2/мкэ - 4200 м. Большие' толщины катаге-.нетшес}««; вон обусловлены длитель|шм,* вплоть до позднего ■ '¡2 ' '■•".'

плисшёна, преобразованием осадочной толши в условиях существенной гилролннамическрй закрытости непр.

Лля выявления особенностей распределения по глубине ■термолитических показателей мы рассчитали по метолу сглажен- , ной средней Œ.А.Шюхинский) значения Тс,<акс> HI. HCI и 01, через 100 м разреза отдельно лля алинового и арконового ке -рогена ('рис. 1). К сожалению, по условиям отборе'образцов .подавляющая часть анализов характеризует градации МК2-МК3, , т.е. нижнюю часть ГЗН по Н.Б.Вассоевичу. Вил графиков показывает, что преобразование керогена происходило неравномерт но, импульсами, по мере "созревания", как минимум, трех крупных групп органических соединений, причем лля алингвей органики 1'СКал) циклические процессы катагенеза проявляются более контрастно,- чем для арконовой (CKap'i. Графики говольно хорошо коррелируются меклу собой. _

для иКал в инт. 3750-4350 м четко выделяется зона относительной стабилизации структуры керогена, значительного перехода связанной ('латентной) микронефти в свободное состоя-.1 ние, рост содержаний свободной микронефти и две зоны генерации и отдачи СОз. Условно этот интервал назван нами главной зоной нефтеобразования ' (применительно к Восточному Прелкав--казью). -

По совокупности показателей ниже. 4350 м мы .выделяем зону 'конденсатообразоващш. которая характеризуется мощным им- . пульсом деструкции керогена, относительной стабилизации генерации латентной микронефти, заметной генерацией связанной Сиг и свободной, микронефти.

Графики Ci-Cap имеют более простую и менее контрастную, конфигурации.-"на которых, тем не менее, также можно отметить • аналоги деталей графиков СКал.-. Сопоставление графиков'пока- . зывает, что изокатагенетические зоны и границы лля i~K2n!' расположены на 400 м ниже, чем для СКал.

В Восточном Предкавказья основной импульс генерации «оболкой микронетти охватывает градации MKg-MK?. ..г.е. неш-

. •;•'•". 13

J u »»im »•»•a IHtttM I •»«•я !

Hwiimwiitu «им nm«rrj¡

1 •«•»»• 1 М4ШК1* 1 '«Miui*» I *«m«>*«•« мин] 1 *M| r?««wj 1 -M МИ Vi V«»« »«nuil

' Vité' •linn шат 'ИИ 1 -'НИ •ж*

ц-

геобрйаование реализуется в более жестки, термобарических условиях, чем в большинстве других нефтегазоносных бассейнов. Эта особенность, по нашему мнению, обусловлена длительным погружением и преобразованием порол в условиях "закры- > той" системы и сравнительно недавним ('З-б млн лет назад), началом релаксации пластовых и поровых давлений. /

5. Расчеты генерационных потенциалов и генерационных, ресурсов для мезозойских отложений' Восточного Предкавказья

Статистическая обработка данных Рок-'Звал позволяет про; изводить подсчеты генерационных' потенциалов пород и генера-' ционных ресурсов • очагов прогрева. С этой целью б работе рассматриваются две модели определения генерационных, потенциалов. Первая' модель, модель "нормальной генерации", основана на"расчетах количеств свободной мН (51), покинувших генерационные ячейки. Эвакуированная ыН определяется как раз-•' ность между 51 в закрытой системе и Фактическим значением 51 на той'же-глубине (рис.2.). Показатель.Д51 получил в работе название "реализованный генерационный потенциал" (РГШ. Предполагается, что в этом случае фактические значений 52 и ■ 'значения 3? в закрытой системе равны.-В закрытой-системе генерация мН происходит■в чистом виде, т.к. приход или уход мН • исключается. Следовательно, можно говорить о , закономерном изменении Р1 с глубиной, представленном в графической (Ьорме.

Определение 51 в закрытой системе производится по гра- ' фкку Р1, положение которого определено с помощью расчетов-коэффициентов- аномалийносги КС глин в интервалах взятия проб .Ток-звал (рис. 2-'). По условиям расчета наименее уплотненные ; глины (закрытые системы") характеризуются минимальными'значениями коэффициента аномалийности. График Р1. проведенный че-„рез течки минимального уплотнения глин, назван нами "лини°й ; нормальной генерации" (ДНГ). ' ■ " ' ,•

. ВТ.

Pes. 2 Структура полей генерации ц риумудяции мяхроаефтя в . мсэозоПсшх отяоженнк Восточною Продшызьа

да начинается со значений около 0.1 на рубеже Ш/мК,' быстро растет в лнтервале 3300-4500 м и нйже 4500 м экспоненциально приближается к РЫ. Логарифмический масштаб ТЧ в !. интервале.максимального градиента индекса продуктивное!'! позволил представить ЖГ в виде прямой.

Теоретическое обоснование ЛНГ и построение графика ЛИГ' на примере мезозойских отложений Прикумской НТО произведены :.вперйые. в мировой практике. ' ' ' .

Расчеты нормальных • значений 51 • по стратиграфическим ; комплексам дали значения- от 0,19 в нижнетриасоьых отложениях . до 0,35 . - в юрских. Величины РГП изменяются от 0,10 в ниж-) нетриасовых отложениях ло 0,19,- в юрских. Коэффициенты эвакуации мН изменяются от 0,62 в-нижнетриасовых отложениях до 0,57'- в нижнемеловых.

Во второй, т.н. "зональной модели", величины РГП определяются 1т двойная разность- потерь мН ка разных гёнерйии-.' онных этапах. Сначала были подсчитаны количества мН, перешедшей из состояния ъг в состояние За по разности уровней 3-2 . в начале, ('максимум За'/, и в коние ('минимум ЗУ) каждого гене -' '"рационного интервала. Затем из этого количества новообразо-' ванной мН были вычтены количества сорбированной мН ('31). .По', лученная разность в первом приближении определяет величину ;; гГа |'рис. 3).

г. • Применительно к ч каждой модели нами были рассчитаны.генерационные объемы глинистый пород. С этой целью по 'бо .глу- ! • боким скважинам, пробуренным в восточной части СТаврополъ-ского края и охватывающим площадь основной нефтеносности . Восточного Предкавказья, по диаграммам ГйС были подсчитаны в . установленных, интервалах глубин суммарные Г "эффективные:1 У _ толщины глинистых порол. На картах изолиний эффективных тел-■' шин определились два основных генерационных очага - .Босточ-' но-манычекий и Шанахудукский. а также ряд более мелких очагов. Были рассчитаны среднеьзвэшанные эффективные толщины, объемы генерационный очагов .и, в конечном' оиете, > величины

"-■•'"а- ' 1Г

генерационных ресурсов, т.е. суммарные количества эвакуированной мН. •

По модели "нормальной генерации" величина генерашюнно-.. го ресурса длк изученной территории составил 5 SyO млн т, Но "зональной" 'модели - около 600 млн т. ¡Полуденные величины, на наш -взгляд, явно занижена. Основной причиной столь низкого генерационного показателя мы считаем заниженные в 2-3 раза значения TOC и Si в сравнении с С0рг и суммой битумоидов, о чем говорилось в разделе 3.1...

Учитывая многократно подтвержденную принципиальную сходимость термолитических и битуминологических показателей, мы' склонны объяснить выявленное нами несоответствие длительным хранениеы керна (10-15 лет'), 'которое привело к окислительно-Ï му преобоааованию (сгоранию") керогена и микронефти. Несоответствие'значений не было результатом подтоянной аналитической ошибки, т.к. одинаковые уроени термолитических данных, были получены.на пиролиааторах ь Москве и в Парите.

■ Если нааи выводы верны, то следует увеличить генераии2 онные ресурсы до 1600-2400 млн. т по модели "нормальной генерации'' или до 1200-1600 млн. т по- "зональной" модели. Эти' величины представляются нам более реальными.

Проведенные наш анализ тонкой структуры ГЗН и подсчеты генерационных.ресурсов представляют собой первый шаг в новой области исследований о применением термЬлитических данных. Совёршенно очевидно, что они не могут рассматриваться как полные и.законченные.. Следует продолжить аналогичные исследования, .на материалы других НГЕ с цель» разработки общих закономерностей катагенеза керогена различных типов и уточнения' подс^етных моделей-. Бырагаем надежду, что мы сможем цроцолжить термолиттиеские. исследования на материалах НГВ_ "HhîhkV усовершенствовать методы чнтерпретаиии Данных • 'рок-:&Еад, определить строение TûH в НТВ Индии и. произвести длн них поцсчэуы генерационных ресурсов.'- - - \ -13 ' ' • - - ;

с

Защищаемые положения:

, 1. Распределение по глубине сглаженных средних' значений термолитических показателей дает волновую картину. / отражаю-':шую зональность преобразования керогена в пределах ГЗН,

2. На графике зависимости индекса продуктивности от* . глубины может быть выделена линейная зона, отвечающая генерации микронефти 0 закрытой системе да разделяющая поля эвакуации и аккумуляции едкрод-ефгя. / '

3. Термолитические . .показателя даозд.одадг ; рассчитывать ; (коикреише объемы эвакуированной дафдаефщ, ярдаем генера-; ¡штанные ¡ресурсы мезозойских пород Врдаумской .дай, ,нопсчитан-¡/ные .¡двумя ¡независимыми-менада^-, дай еходамые ¡результаты.

';! СПИСОК СГА.ТЕй ТЮ ТЕЩ ЩССЕРХАВД

Щрименоние данных ,Рок-Звал для опенки масштабов ге-' ндраини я эвакуации микронефти в мезозойских отложениях Бос- . ; точного Дрейкавказья./Российский университет дружбы народов. ! - М. 1Щ. йО е. - .Библиогр.-: 4 назь. -Рус.

(Рукопись ¡дед. ¡в,.ВИШИ |1.7.."й1»1995. г, N 3032-В 65) . ; (Совместно с Е.И.Таранвнко).•

2. Термолитические характеристики глинистых пород Восточного Предкавказья./Российский университет'дружбы народов. '

М. 1895. 10 е.- Библиогр.: 4 назв. -Рус. , " ;5Рукопйсь деп. |В ¡ВИНИТИ 17.11.1995 г. N 3033-В.95) . »(Совместно с .Е.*И. Тараненко)

3, >Мегся 'определения реализованного генерационного по; ■ текдаала глинистых ¡пород по, данным Рок-Звал/УВестник • Российского университета дружбы народов -М.: РУДН, 1995.'-у с. ; (В печати).. (Совместно с Е.ИЛараненко). :: . "-. ., •

БОДАЛАТИ ¡МРАЙНА СБАШ НАЙДУ (ИНДИЯ);

■ Анализ 'строения главной зоны иефпеобЬаайвания и определении реализованных генерационных потенциалов мезозойских отложений Восточного иредаг \>каръя 1по ! трыолштескиы данным (Рок-Эвал)

• В диссертации разработаны новые методы интерпретации показателей Рок-ЭЕал. Установлено, что главная зона нефтеоб-разования^в мебозочских отложениях Восточного Предкавказья состоит ив нескольких вон генерации латентной микронефти и .последующих зон перехода микронефти в свободное состояние. Дана,новая интерпретация данных витринитовой ре&лексометрии, ' с помойьй Которой уточнена границы катагенетических зон. ПредлшеяЬ теоретическое и, практическое , -обоснование. линии норУаЛЫюй генерации ¡.шкроНефти на графике зависимости ин- , декса прбдуктрпостй от глубины. Кроме того в диссертации! приводами Два' иет'айа раачеФа реализованных генерационных' < потейЦйй&оВ мезозойских оТЛожеШий И на Их основе, выполнены ' расчету генерационных' ресурсов, .

BnDAPATI NARAYANA SMAlfi NAILU (INDIA)

/!jialys|s of oil window, it's structvre, and the ■ determination of accomplished generation potential 'of tfedp2olc sediments using KOCK-EVAL data MJ<'Eastern Cls-Caucasus region)

hi, '. ' ' , ' • New wethdds of .interpretation of ROCK-EVAL parametrs

have bee;, rforketi out. It h^s been established that the oil window in Mesoaoic sediments of Eastern Cls-Caucasus region consists of several generation zones of latent micro-oil arid subsequent transiting1 zones of micro-oil in free state. New interpretation of vitrlnite reflexometry parametrs was shown and the boundaries of katagenetic zones have been identified ntfire accurately in the,present work. Theoretical and practical basis: for normal generation process of micro-oil trend was proposed on the.diagram of production Index versus burial- depth. "In addition to this two more new methods of calculation for accomplished generation potential In Mesozolc sediments have been developed, and generation resources were evaluated ,

2iai>9Sr. OOtett 1,25g. jt, Sup, ICO 3a?:. 5b9 Tin. P^iH, Opjr,ioHKTnwse, 3 ( —— ^