Бесплатный автореферат и диссертация по геологии на тему

Историко-генетический анализ нефтегазообразования в триасовых отложениях Северо-Восточной части Сирийской Арабской Республики

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

Автореферат диссертации по теме "Историко-генетический анализ нефтегазообразования в триасовых отложениях Северо-Восточной части Сирийской Арабской Республики"

РГ6 од

ОРДЕНА ДРУНБЫ НАРОДОВ . РОССИЙСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ ДРУЖБЫ НАРОДОВ

На правах рукописи

наеих дшрдрес хтсгин

УД{ 553.981(569.П

'ИСТОШКО-ГЕНЕТИЧЕСКИЙ АНАЛИЗ НЕФГЕГАЗООБРАЗОВАШЯ В ТРИАСОВЫХ ОТЛОНЕШЯХ СЕВЕРО-ВОСТОЧНОЙ ЧАСТИ СИРИЙСКОЙ АРАБСКОЙ РЕСПУБЛИКИ

(04.00,17 - Геология^ поиски и разведка нефтяних и газовых месторождений)

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

Москва - 1993 г.

Работа выполнена на кафедре месторождений полезных исхо-1 ртх и их разведки Российского университета дружбы народов.!

Научный руководитель: - I

^андидау гволого-минералогических наук, доцент Е.И.Тараненко.|

1 - Официальные оппоненты: ' I,

•доктор геолого-минералогических наук, старший научный сотруд-' ник Ю.А.Висковский, . |

'доктор . геолого-минералогических наук, профессор Е.А.

I ЙХЛГИНОВ. ' ; ' |

Ведущая организация - Московский государственный универ-.

сатот им. М.В.Ломо^осова. |

* ' ■ ■ !

Защита состоится ЗУ мая 1993"г. в час, на васеда-

; нш, специализированного совета К 053.22.06 в Российской уни- ; ; версгтеге дружбы народов (117923, Москва, ул. Орджоникидзе, РУДЯ, ауд. 440}. - ' ;

. ' С диссертацией можно ознакомиться в научной библиотеке Российского университета дружбы народов (117198, Москва, ( уд. Микдухо-Маклая; д. 6). •

» Автореферат разослан "_" апреля 1993 г.

; Ученый секретарь специализированного совета, ; кандидат геолого-минералогических наук, : доцент С.М.Трушин

ОНЦАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

I ;

| ' Актуальность. На долю триасовых отложений приходится , ■ около 10 % извлекаемых запасов нефти в Сирии, однако эта цифра отражает лишь слабую изученность триасового карбонатного комплекса. Имеются все основания утверждать, что нефтапоиско-выэ работы, которые в настоящее время одерживаются большими . глубинами валеганяя триаса, при соответствующей подготовке к настойчивости приведут к открытию новых месторождений нефти и гааокояденоата. Актуальность проделанной работы определяется необходимостью доследования триасовой толщ как наиболее перспективного, но слабо изученного продуктивного комплекса пород в регионе«

Цель работы - определение времени и условий генерации нафтидов и образования их скоплений в триасовых природных резервуарах северо-восточной части Сирии.

. Ваяачи исследования; ".'•■«

1, Литолого-фациальний анализ триасовых отложений я выделение региональных коллекторских толщ и флюидоупоров,

2, Ретроспективный анализ прогрева мезозойско-кайновсз-схой часта осадочного чехла и прослеживание эволюции очагов нефте- в газообразования.

3, Определение времена главной фазы эвакуации, нефти и формирования ее скоплений,

4, Разработка теоретических основ фазового различия нафтидов а разных структурных блоках северо-восточной чаоти Сирии,

Методические основы работы. Решение первой задачи происходило путем детального литологичеокого н петрографического анализа триасовых отложений, корреляции разрззов, расчленения разрезов на толщи коллекторов и флюидоупоров я определения ареалов их распроотрешения.

Вторая задача была решена о поьющью расчетно-графаческо-,го метода реконструкций палеопрогрева я эволюция катагенетн-ческой зональности разреза - так называемого метода "суммарного импульса тепла" (СИГ), Для решения третьей и четвертой

3'

задачи также были использованы графики прогрева в сочетании с теоретическими представлениями о структуре главной фазы нефтеобразования, разработанными на кафедре месторождений полезных ископаемых и их разведки РУДН.

Научная новизна. В диссертации впервые дай Сирии осуществлен гшглиз прогрева осадочной толщи методом СИТ, опре-•; делено время главной фагзы нефтеобразования, предложена оригк-, наяшая гипотеза, объясняющая причины различий фазового состава нафтвдов в разных структурных элементах изученного региона, произведено нефтегеологическое районирование региона на генетической основе.

Пга:<гкчдская значимость. В диссертационной работе обоо-ношнвется две практические схемы: во-первых, нахождение ос-нсэшх залежей нефти и газа в триасовых отложениях только под ' регионально выдержанными флшдоупорами и, во-вторых, формиро-. ваше залежей нефти в пределах тектонически спокойных блоков , и зележей газа и газокондеясата - в активных, тектонически нарушенных прогибах. Этот подход позволил дать более офосно-, ванную оценку перспектив кефтегазоносности региона.

Фактический материал. В диссертации использованы результаты построения графиков прогреэа по 25 глубоким скважинам, послужившие основой для построения разрезов и карт эволюции очагов прогрева триасовых отложений. Кроме того, в диссертации. использованы геологические материалы, полученные в Сирийской государственной нефтяной компании, а также сведения опубликованные в российской и зарубежной печати.

Арробаши работы. Основные результаты исследований по теме диссертации были доложены в докладе на научно-технической конференции секции "Геолйпш и полезные ископаемые" инженерного факультета РУДН (1992 г.).

Печатных работ нет.

Руруртура р объем работы. Диссертация состоит из вводе-Нйя, пяти глав и заключении общим объемом страниц ма-

шинописного текста, таблиц и рисунков. Библиогра-

фвя ГЕяичает наименований.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

I. Общий геологический очерк

Исследуемый район расположен в северо-восточной части Сирии и в геотектоническом плане относится преимущественно < к Северо-Аравийской докембрийской платформе. Лишь сашй крайний северо-восточный сектор расположен в альпийском Месопо-тамском краевом прогибе.

Систематические геологические исследования в Сирии начались в 20-х год*\х XX века и к середине 50-х годов били установлены основные элементы разреза и общий структурно-тектонический план. В это же время били открыты первые нефтяные мес- . порождения (месторождение Суэдия, 1959 г.).

Качественно новый этап изучения геологии Сирил начался в 1958 г., когда Сирийская государственная нефтяная компания [ в содружестве с российскими нефтяниками начала планомерные и ; широкомасштабные поисковые и разведочные работы на нефть и газ. Шесте с геофизиками, буровиками и геологамп-нафтяника-ми из бывшего СССР к работам были подключены академические и научно-исследовательские институты, сотрудники которых обработали огромный фактический материал и представили новые стратиграфические и структурно-тектонические схемы.

Работы советских геологов велись совместно с геологами- . сирийцами, многие из которых получили специальное образование в республиках бывшего СССР.

Этот период ознаменовался открытием основных месторождений нефти и газа и началом кх промышленного освоения. -

Осадочный чехол Северо-Аравийской платформы сложен мощной толщей фалерозойских отложений, представленных с различ- . ной полнотой. В исследуемом районе кристаллические породы фундамента залегают на глубинах 8-10 юл в прогибах и до 2-3 км - на сводовых поднятиях. Отложения палеозойской группы, представленной почти всеми системами, кроме девонской, образованы преимущественно морскими терригенннми п карбонатными формациями, а также лагунными формациями общей толщиной до

трех, редко четырех км.

Мезозойский комплекс пород трансгрессивно залегает на подотилающих отложениях. Он представлен образованиями всех ' ! трех оистем, иа которых наибольшей полнотой характеризуются , 1 средне-верхнотриасовыв и верхнемеловые карбонатные и карбо-натно-сульфатные формации. Следует подчеркнуть, что, начиная 1 со среднего триаоа, в изучаемом регионе господствовала об- I : становка мелководного моря, прибрешо-морокого и лагунного I карбонатного и сульфатного ооадаонакопленяя, Это обусловила формирование мощной толщи специфического состава (известняки,; доломиты, ангидриты, гипсы), охватывающей стратиграфический интервал от среднего триаса до неогена, '

! В соответствии со стратиграфической шкалой, разработанной советскими геологами,.в диссертационной работе триаоовш? ! оиотема рассматривается в объеме свит вмапус, курачина - доломит, курачина'- ангидрит, бутма, адая, муо, аллан и серд-1 »ели, К юрской системе относится только свита камчука толщиной до 150 м на участках, где она сохранилась от регионального предаелового размыва. •

В плиоцене и в четвертичный период, в связи с активиза- ] цией региона, вызванной альпийским тектогенезом, происходило : образование маломощных континентальных формаций и покровные излияния базальтов.

Структурный план изучаемого района определяется его по- ' ложением на периферии Северо-Аравийской платформы, активизированной во время формирования соседних альпийских складчатых сооружений Тавра и Загроса. фундамент и осадочный чехол характеризуется блоковым строением. Границами блоков служат 1фупные разломы, разделявшие участки земной коры с различной историей развития. В пределах изучаемого района нами выделяется четыре крупных блока: платформенный склон Месопотамско-го краевого прогиба, Бауаб-Хурбетская (Северо-Синдкарская) платформашая зона валообразных поднятий, Камшшшское сводовое поднятие и Синджарскрй авлакоген (тафроген).

В работа приводится обоснование принятого тектонического районирования, к<: горое несколько отличается от общенрикя-

того. Во-первых, основой для тектонического раиошфозаш:'! цо-1 , служил структурно план кристаллического фундамента, на кото-| | ром не нашли отражения такие поздние наложенное структуры, | ( как, напримерг Нриевфратская впадина (промо). Вследствие | : этого на принятой нами схеме вшето восточной части Приев- | I фратского прогиба изображен Синдаарский авлакоген. |

; Во-вторих, нами предлагается относить к Ыесопотамскому |

краевому прогибу лишь территорию к северу от Суэдпя-Р/.иелан-! ского разлома. К северу от разлома фундамент испытывает рез- { ; кое погружение, гравитациошше поло характеризуется глубоки- I Ш1 отрицательными аномалиями (в редукции Буге), локальные ' поднятия имеют приразлошгай складчатой генезис и ориентирован ны вдоль фронта складчатых сооружений Еагрсса. Южнее (¡уэдия- | Р^т,юла некого разлома гравитационное поле обладает более низ- } кш.ш градиентами изменения л 9 , а локальные поднятия при- ! обротают более спокойные, изометричнш формы. Блок от Суэдая-! Рут,юла некого разлома на севере до Ссверо-Спвджарского струк- | турного шва на юге характеризуется платформешшг.ш чертами | ' строения и, по сути дела, представляет восточное погрултане '. Кацц'щшского сводового поднятия. Ранее этот блок относился

/

к платформенному склону иссопотамокого краевого прогиба. | В-третьих., нами однозначно определяется природа, грани- > ды н строение Сшдоарского опущенного блока, котортй ранее ', ввделллся как трог, тафроген, прогиб, авлакоган и т.д. Елок | имеет тафрогекное строение, вытянут в :;гиротном налравлегаяг л явно сечет окруоюцпе структуры, ориентированные в северо- ' | •восточных азимутах. В гравитационном поле ему соответствует крупная широтная а!Ю1.ялшг уиеиьыонтсс по абсолютным зпачеш- 1 ям силы тяжести на фоне более глубоких отрицательных значе- , ни;!, что однозначно интерпретируется как локальное поднятие | мантж:, характерное д::я азлакогенов. С севера авлакоген огра-) 'нпчен Совсро-Олидапрскгл глуйшшш разломом, протягизаьжцгмея ! от горного гассивя ЛОа-эль-Азкз на ззнаде до шеопва Сивджар 1 на востоке (в Граке). Серией уиротлых разломов авлакоген раз- , бит на 1гчд грзбопов п герстов, к которш приурочены уздае ¡1 дстшш прпрааломлке поднятия 'Нишрпн, ¿>дпбпса' к др. ;

В нефтегеологическом отношении изучаемый район относит-л к нефтегазоносному бассейну Арабского залива, Сирийско-»еЕнро-Иракскому нефтегазоносному району. Здесь обнаружены скопления нефти, газа и газоконденсата в отложениях широкого возрастного диапазона - от триаса до неогена. Все.известные цлесгроадонЕЯ приурочены к антиклинальным складкам, осложняют,]'.!'» строение большей части территории (за исключением Ка-м-лглпнокого с и ода). Залежи содержатся в карбонатных природных резервуарах и сформированы за счет органики сингенетич-ннх триасовых и верхнемеловых пород. Нефти утяжеленные (плотностью 840-950'кг/м3), сернистые, малопарафинистые. Отмечается увеличение плотности нефти снизу вверх, а также высокая газонасыщенность нефтей. В Синджарскои авлакогене в свите К3грачина-доломит встречены скопления газоконденсата.

2. Литолого-петрографические и петрофиаические характеристики триасовых отложений северовосточной части Сирии

Изучаемые отложения представлены преимущественно породами среднего и верхнего триаса, имеющими карбонатный и сульфатный состав (доломиты, известняки, мергели, гипсы, ангйдтшгц). Изредка встречаются маломощные прослои аргилли- ' тов. Триасовые отложения характеризуются невыдержанностью состава, диалогической изменчивостью, неоднородностью.

В диссертации дана подробная петрографическая характеристика триасовых пород. Преобладающим диалогическим типом является доломит. Кроме того встречаются доломитизированные известняки, глинистые доломиты (доломитовые мергели), магне-зиольно-кальцгговые порода (нестехвометрические смеси). Среди доломитов встречаются разности от микро- до крупнокрис-г талличеекцх, однако преобладают мелко- и среднекристалличес-кил разности. Они обладают четко выраженной слоистостью с широким развитием литогенетических трещин (трещин напластования), обусловленных наличием тонких прослоев глинисто-ор-хашгчоского вещества. Отмечаются обломки раковин фораминифер.

Лаблюдаются участки с повышенной пористостью, поры заполнен органическим веществом и твердим нафтидом, Эта разновидност характерна для свиты курачина-доломит.

Глинистые доломиты, встречающиеся .в вышележащих свитах бутма, мус, аллан и сердделл, сложены микрозернистыми пелм-томорфннми разностями, в которых часто обнаруживаются обломки форамшшфер, микрокристаллы пирита и неопределимое органическое вещество, возможно, твердые нафтиди.

Известняки присутствуют в резко подчиненных количествах. Среди них выделяются хемогенные и органогешше разности, часто доломитизированние, а также глинистые известняки. Нередко в известняках в больших количествах обнаруживаются обломки брахиопод и (Тюрш/лнифер. Известнякл, как и доломиты, характеризуются высокой трещиноватостью по напластованию и поперек.

Литолого-петрографический анализ показывает, что большая часть известняков и доломитов сохраняет черты первичного происхождения. В составе карбонатных пород очень слабо проявились процессы выщелачивания, метасоматоза, лерекристалли-' зации, новообразования. Это обусловлено резким дефицитом в разрезе глин, вследствие чего при уплотнении пород слабо проявили себя потоки десорбированных (возрожденных) вод, обладающих высок /А агрессивностью.

Ангидриты мелко- и средн.езернистые, волнисто- слоистые встречаются значительными по толщине пластами в свите кура-чина-ангидрит и адая. Выше по разрезу отмечаются менее массивные и менее выдержанные пласты сульфатов среди доломитов свит мус, аллан и среджели. Нередко они заполняют поры и трещины в доломитах.

Глинистые порода встречаются,в виде маломощных прослоев, Они представлены преимущественно гидрослзодаш, образующими' пропластки черных доломитизированных обогащенных ОВ аргиллитов.

Коллекторские свойства триасовых пород обладают специфическими свойствами, обусловленными резким перевесом трещинной компоненты фильтрайдонно-емкостной системы пад порово-

: каверновой. Коэффициент пористости доломитов, слагающих ( свиты курачина-доломит и бутма, обычно не превышает 7 %, ; 1 проницаемость матрицы составляет менее 0,1 однако • 1 встречаются случаи замеров проницаемости, превышающей ука- .; I занныб цифры на 2-3 порядка. Совершенно очевидно, что высокие проницаемости обусловлены развитием трещиноватых зон. Таким образом коллектора триасовых карбонатных природных , резервуаров могут быть определены как порово-трещинные с резким преобладанием трещинной компоненты.

В разрезе триасовых отложений многократное повторение прэнмуществсшю карбонатных и преимущественно эвапоритовых толч образует несколько комплексов природных резервуаров, из когорых нижний сложен ойитами курачина-доломит (коллектор) и курэчина-ощгидрит (флюидоупор), средний сложен свита' мк бутма (коллектор) и эдая (флюидоупор) и верхний - свитами . му с, аллан и сердл'.ели. Первые два комплекса сложены регионально выдержан (шли коллекторами я флюидоупорами, верхний комплекс представлен невыдержанными, локальными пачками кол- ' 'лекторских и нецрошщаемйх пород. ;

Степень однородности и выдержанности разреза уменьшает- ■ ся снизу вверх. Соответственно ухулиается к верхам разреза качество природных резервуаров. Вот почему больше всего залежей нафтидов, в 'том числе газокондонсатные залежи Синдаар- , ского авлакогена, приурочены к свито курачина-доломит. На нексторых месторождения (Лдибиса, Аода, Суэдия и др.) дизъюнктивная нарушенность снижает эффективность покрышек, создавая возможности для перетока нефти и газа из свиты курачина-доломит в вышележащие ловушки.

В региональном плане распределение залежей контролируется распространением слабопроницаемых свит курачина-енгид-рят и адая. В частности, отсутствие вследствие предаелового разрыва части разроза, включая свиту курачина-англдрит, на Камшшинскоы поднятии обусловило отсутствие здесь скоплений яефт;: и газа. В Мосопотамском прогибе, в Бауаб-Хурбетокой зочо 7, Синджарскон авлакогене, где качество покрышек доста-

точно высокое, обнаружены многочисленные залежи нефти, газа и газоконденсата.

я. Фациалышй анализ триасовых отложений северо-восточной части Сирии

Литолого-петрографическое изучение триасовлх отложений позволили выделить в районе две генетические группы пород -преимущественно морские (основная группа) и локально распространенные (преимущественно на Камышлинском своловом поднятии) континентальные отложения. Основная часть разреза образовалась в длительно развивавшемся мелководном бассейне и в условиях аридного климата. Осадки формировались в трех фациалышх зонах: в зоне открытого прибрежного мелководья; в зоне полуизолированного прибрежного мелководья с застой- ; ным или частично застойным ренимом и, наконец, в зоне значительно удаленных от побережья участков мелководного морского 1 бассейна.

В работе приводится описание трех макрофаций, объедини- ,-ющих семь фаций морского происхождения.

1. Фации песчано-глинистых отложений прибрежного мелко- ; вощья открытого моря. К нем относятся: 1а - фация подвижного прибрежного мелководья (песчаники, алевролиты), 16 - фация малоподвижного прибрежного мелководья (глинисто-карбонатные . породи). .

2. Фации полуизолированного прибрежного мелководья: ; 2а - фация устойчивого полуизолированного (лагунного) прибрежного мелководья (доломиты микро- и мелкозернистые, доломити- ; зированные известняки и глшшстне доломиты), 26 - фация пе- I риодически изолированных лагун (темно-серые и черные аргиллиты).

3. Оации удалении от побережья участков мелководного морского бассейна: За - фация известково-глпнистнх осадков удаленных от побережья участков открытого бассейна (извест-ковистые глины, глинистые известняки, аргиллиты), 36 - фация-магнезиально-глинистых осадков удаленных участков крупного

II

морского бассейна, сформированная в условиях аридного клика- ; та и ограниченного подтока морской воды (доломиты, известковые доломиты, глинистые доломиты), Зв - фация сульфатно- ; магнезиальных отложений удаленных от побережья участков изолированного морского бассейна, сформированная в условиях аридаого климата в центральных частях бассейна при отсутствии поступления морской воды в засушливые периоды (доломиты, , сульфаты, ангидритистые доломиты).

Характерными особенностями фациального состава триасового осадкообразования следует считать, во-первых устойчивое карбонатообразование (с преобладанием доломитов) и периодическое осаждение сульфатов и, во-вторых, отсутствие условий для осаждения хлоридов.

Наиболее выдержанные и мощные толщи, обогащенные органическим веществом и образующие современные природные резервуары нефти и Газа, по фациальныы показателям относятся к третьей группе фаций.

4. Историко-генетическая реконструкция нефтеобразовашя в триасовых отложениях

Для получения обоснованных показателей истории прогрева осадочной толщи и современного положения зон катагенетичес-ксй превращенное™ органического вещества наш был использован расчетно-графический метод, так называемый метод "суммарного импульса тепла (С1ГГ)", предложенный Н.В.Лопатиным и усовершенствованный В.И.Ручновым и Ю.А.Висковским,«Применение этого метода было также' обусловлено отсутствием витрини-та в карбонатных отложениях. Для ретроспективного анализа нафтидообразования в триасовой толще северо-восточной части Сирии наш были построены графики прогрева по 25 глубоким скважинам, равномерно распределенным на исследуемой территории. Полученные на графиках современные расчетные температуры показали высокую сходимость с замеренными (фактическими) температурами по сквагшнам, что указывает на правомерность

использовании метода СОТ,

Сопоставление графиков прогрева позволило построить четыре серии паяеогеологических разрезов (с нанесенными на них границами главной зоны нефтеобразоваштя) и карты эволюции очагов генерации, отнесенные к определенным стратиграфическим рубежам.

Из этих материалов видно, что триасовые отложения вошли в ГЗН сначала в Синджарском авлакогеие, где темпы погруже- • ния были несколько выше, чем в прилегающих районах. Начало главной фазы в свите курачина-доломит относится к позднеме-ловой эпохе.

Таким образом основные палеоструктурные перестройки региона, которые имели здесь место в юрское и раннемеловое время, произошли задолго до К>Н и не повлияли на процессы генерации нефти сформирования ее скоплений.

Несколько позднее возник очаг генерации на севере, в Месопотамском прогибе, а к началу олигоцена в ГЗН вошли триасовые отложения на Бауаб-Хурбетоном (Северо-Синджароком) блоке. К миоцену ГЗН расширилась за счет юрских и меловых отложений, а очаг генерации охватил Камышлинское сводовое поднятие и ряд других приподнятых участков (Сиром, Маркада и др.).

На современном этапе свита курачина-доломит вошла в ГЭГ в пределах Синджарского авлакогена и частично - в (Ле сопотам-ском прогибе, тогда как на остальной территории она еще находится в ГЗН. ВерхнетриасоЕые и юрско-меловые отлояения повсеместно находятся в ГЗН, палеогеновые отложения лишь на площади Аль-Холь (Синджарский азлакоген) частично вошли в ГЗН.

Глубина залегания верззшй границы ГЗН колеблется от 2,2 км на юге до 1,0 км на поднятиях. Толщина ГЗН колеблется от 1,3 до 1,7 юл. В Синджарском авлакогене подошва ген располагается на глубинах 3,5 - 4,0 км, толщина ГЗГ составляет 400 - 900 м, увеличиваясь до 1160 м на площади Гбойба.

5. Теоретические основы и практические результаты изучения нефтэгазоносности триасовых отложений северо-восточной части Сирии

Особенностью фазового состояния нафтидов в триасовом комплексе пород является высокая степень газонасыщения разреза. Здесь встречены газонефтяные, газовые и газоконденсат-ные залежи, причем отмечается довольно четкая глубинная зональность. Чисто газовые залежи приурочены к верхам позднего мела и палеогену (градации ПК3 - МК^), ниже, занимая основную часть продуктивного разреза, располагаются газонефтяные . и нефтяные залежи и еще ниже - газоконденсатные залежи (свита курачина-доломит в Синдкарском авлакогене ГЗГ).

В работе отмечается специфика состава и строения разреза, имеющая непосредственное отношение к его продуктивности. Во-первых, это карбонатный и глинисто-карбонатный состав генерационных отложений, неспособный обеспечить отделение достаточно большого колачества возрожденной вода для образования водорастворенной формы миграции нафтидов. Во-вторых, высокая степень изоляции глубинных частей разреза, обусловленная наличием эффективных сульфатных флюидоупоров. В-третьих, преимущественно алкновый (сапропелевый) состав органического вещества, характерный для карбонатных пород.

Анализ особенностей нафтидообразовання в северо-восточной части Сирии базируется на некоторых теоретических положениях, развиваемых на кафедре месторождении полезных ископаемых к их разведки. Все процессы катагенеза ОВ рассматриваются с позиций замкнутости генерационной системы Ояемен-тарного объема материнской породы). Рассматриваются системы относительно открытые, т.е. характеризующиеся свободным оттоком поровой воды при погружении и уплотнения осадков, и системы относительно закрытые, возникающие при затрудненном, оттоке поровой воды. Факт существования таких систем подтверждается нахождением нормально уплотненных и недоуплот-ненных глин практически в каждом НТВ."

В открытой системе термодинамически обусловлен преиму-

щественный термолиз керогена и свободный уход (эвакуация,, : диффузия) осколкоа в вида газов и воды. Таким образом не„ -фективная изоляция продуцирущих свит ведет, в основном, к образовании газов, В закрнтой.системе термолиз керогена , сводятся к меж- и внутримолекулярной миграции атомов, которая заканчивается синтезом устойчивых в данных условиях структур1 с одной отороны - конденсированных ароматических, ядер, о другой - обогащенных водородом и гетероатомами углеводородов, не-утлеводородов и летучих компонентов,' Слэдова-' тельно,'для закрытых систем более обычным будет образование микронефти,

В соответствии о этими положениями в работе рассматриваются модельные представления о структуре главной фазы неф-теорразования, Вслед за Н.Е.Ваоооевичем, В.Я.Троодком и др. ! в-составе 1ФН выделяется главная фаза генерации нефти, которая реализуется исключительно при прогибании осадочного бас, сейна, и главная "фаза эвакуации нефти, которая имеет место при инвероии тектонического развития и раскрытии глубинных : водонапорных комплексов. По соотношению ГФгН и ИэН рассматриваются модели последовательного прохождения фаз (модели нефтеобразования), совместного прохождения фаз (модель газообразования) и отсутствия ГВвН (модель нереализованного потенциала). Вышеперечисленные модели предложены для глинистых | продуцирующих отложений, обеспечивающих водорастворенную форму эвакуации микронефти.

Распределение нафтидов в северо-восточйой части Сирии не отвечают описанным моделям из-за высокого газонасыщения недр в условиях их хорошей гидравлической закрытости. На наш ' .. взгляд, это несоответствие вызвано особенностями нафтидооб- , разовангтя В' карбонатных породах, которое проходит в условиях : резкого дефицита возрожденных вод, обладающих повышенной способностью растворять микроне.фть. Очевидно, что в карбонатных породах роль переносчика микронефги выполняет углеводородный газ.

В работе рассматриваются два источника газа. Во-першх,

! л 1

;

зто газ ранней, биохимической фазы, который сохранился в осадке благодаря эффективным эвапоритовым фиоидоупорам. По-видимому, его количество было недостаточно дня полного на: сшцения поровых вод и выделения в свободную -фазу, В соответствии со взглядами В.П.Строганова, Ю.А.Висковского и др. , для предельного насыщения газом пластовых вод триаса необходима добавка газов поздней, термокаталитической фазы. Тер-мокаталитичеекпй газ (второй источник), согласно тепловым моделям, мог формироваться в свите курачкна-доломит в Синд-жарском авлакогене.

По-видимому, обильное газообразование в отложениях триаса обусловлено низкими каталитическими свойствами карбонатных пород, вследствие чего газовый термолиз керогена пре- : обладал над синтезом млкронефти. Этому способствовал алино-. вый (сапропелевый) состав ОВ, теркодеструщия которого происходит в более ьлгких условиях по сравнению с арконовым (гумусовым) ОВ, а также большая длительность прогрева (для. свиты курачшт-доломкт в скв. Тщрян - 2 и скв. Джибиса -208 - 90 млн. лет, скв. Хурбет - 3 около 55 млн. лет, с 13. Суэдия - 40 около 45 млн. лет).

В работе высказывается предположение, что образование газококденсатных залежей в свите'курачина-доломит в Синдаар-ском прогибе, где свита представлена практически чистыми карбона'гагл, произошло в результате газовой экстракции и эвакуация млкронефти. В более северных районах свита курачи-на-дололит обогащается глинистым материалом и это, по-видимому, стимулнров&чо нефтеобразование и формирование.газонефтяных залежей. • .

Анализ полученных данных позволяет нам произвести неф, тегеологическое районирование изученной территории по таким показателям, как фазовое состояние нафтидов в триасовых отложениях и степень разведанности этих отложений. Выделенные Нбми. элементы районирования полностью совпали с элементами тектонического районирования,

Мвсопотамский краевой прогиб характеризуется высокой

нефтегазоносностью триасовых отложений, однако фонд перепек- • тивннх структур практически исчерпан. В Бауаб-Хурбетском (Северо-Синджарском) приподнятом блоке триасовые отложения ! благоприятны для генерации нефти и газа. Вместе с тем изученность этого блока очень низкая. Здесь открыты всего два ; месторождения (Аода и Хурбет), за пределами которых пробуре- , ны две глубокие поисковые скважины (Барде и Нура). Следует отметить высокую степень насыщения триасового разреза на ( месторождении Аода и наличке крупной залежи нефти в свите курачина-доломит, на площади Хурбзт, В Синджарском авлэкоге-не в свите курачина-доломит открыты преимущественно газокон-денсатные зележи, а в свите бутма - газонефтяная залежь на площади Джибиса. Авлакоген характеризуется высокой степенью изученности бурением и геофизикой. Камытлинское сводовое поднятие рассматривается нами по триасу бесперспективным из-за отсутствия эффективных флшдсупоров.

Таким образом наиболее перспективной территорией для постановки поисковых работ нами рассматривается Бауаб-Хур- ; -бетский (Севоро-Синджарский) приподнятый блок, в котором триасовые отложения находятся в ГоН и генерируют нефть и газ. В структурном отношении территория изучена слабо, осо- ■ бенно ее восточная часть.

Защищаемые положения. ;

1. Триасовые сульфатно-карбонатные отложения северовосточной части Сирии образуют три системы природа::: резервуаров нефти и газа, из которых первые две, включающие свиты курачина-доломит (коллектор) и курачина-ангидрит (фяяидо-упор), бутма (коллектор) и адая (флюидоупор), галеют региональный характер, тогда как природные резервуары в свитах мус, аллан и серджели сформированы локальными, невыдержанными коллекторами и флшдоупор&чи.

2. Возникновение и эволюция очагов генерации нефти и газа в целом происходили в соответствии с погружением иг прогревом триасовых толщ, однако из-за преимущественного карбо- • натного состава продуцирующих толщ и высокой гидравлической закрытости недр генерационные процессы отличались мощным проявлением газообразования, особенно в Синджарском авлакогене.

2b.04,9ür. . Объем I гг. л. Тлр. 100 Зх~. 282

v • Tim. P/^í, 0д'Лф;шц;зе, 3