Бесплатный автореферат и диссертация по геологии на тему

Историко-генетический анализ условий нефтеобразования в Прикумской нефтегазоносной области (Восточное Предкавказье)

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

Автореферат диссертации по теме "Историко-генетический анализ условий нефтеобразования в Прикумской нефтегазоносной области (Восточное Предкавказье)"

•9 о г з &

ОРДЕНА ДРУХБЫ НАРОДОВ УНИВЕРСИТЕТ ДРУЖБЫ НАРОДОВ имени ПАТРИСА ЛУМУМШ

На правах рукописи

ЮРЕ ЭМИЛЬ АУН

УДК 553.982(470.63)

ИСТОРИКО-ГЕНЕТИЧБСКИЙ АНАЛИЗ УСЛОВИЙ ШЙТЕ0БРА30ВАНИЯ В ПРИЮТСКОЙ '

НЕЙ ТЕГАЗОНО СНОЙ ОБЛАСТИ . (ВОСТОЧНОЕ ПРЕДКАВКАЗЬЕ)

(04.00.17 - Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений)

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

Москва - 1992 г.

Работа выполнена на кафедре месторождений полезных ископаемых и их разведки Университета дружби народов имени Патриоа Лумумбы.

Научный руководитель: . .

кандидат геолого-минералогических ьаук, доцент Е.И.Тараненко.

Официальные оппоненты: доктор ;геолого-минералогических наук, старший научный сотрудник Ю.А.Висковский,

кандидат геолого-минералогических наук, доцент А.А.Трофимук.

Ведущая организация - Государственная Академия нефти и газа им.И.М.Губкина.

Защита состоится 2 В марта 1992 г. в 15 час. на заседании специализированного совета К 053.22.06 в Университете

дружбы народов им.П.'Лумумбы (117923, Москва, ул.ирджоникидзе, 3, УДН, ауд.440).

С диссертацией можно ознакомиться в. научной библиотеке Университета дружбы народов им.П.Лумумбы (117198, Москва, у л.Миклухо-Маклая, 6).

Автореферат разослан "20 "февраля 1992 г.

Ученый секретарь специализированного совета-, кандидат геолого-минералогическшс наук,

Падиасаа* к печатя 4.02. 199<;г.• Ьак. 61 "«Омы 1.0а.л. ТИР. 100 Шп»гр«Ф«в ига*

доцент

С.М.Трушин

к

1

ОЩЛЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность "Работа. Развитие теоретических положений7в фтегаэовой геологии во многом определяют возможности практи-1сютх достижений. В современном арсенале теоретических разра-1Ток имеется немало перспективных новаций, позволяющих прог-13ировать проведение нофтегеологических работ. К их числу мы -■носим историко-генетический метод изучения нефтегазоносных юсейнов, получивший широкое распространение благодаря иссле-' шаниям геологов школы МГУ. Б свете современных представлений [.Б.Вассоевич, С.Г.Неручев, Б.А.Соколов, М.К.Калинко, Н.В. шатин, Л.А.Польстер, Б.Тиссо, Д.Бельта, Дж.Хант к многие )угие) нефтеобразование рассматривается как шогофакторпый, «гастаднйный и полихронный процесс, детали которого выяснены 59 не в полной мерз. Изучение различных моделей нафтидообра-шзнкя в конкретных регионах позволяет полпэе раскрыть сутц->сть этого процесса, определить условия генерации пафтидов 13НОГО состава и различного фазового состояния. Необходимость шработки (на материалах Восточного Продкавказья) более дошлой и целостной модели нефтеобразования, позволяющей повы-иь эффективность поисковых и разведочных работ, определяет иуальпость проведенных исследований.

Цель работы - создание для Пр:псумской 'нефтегазоносной об-юти достаточно полюй пространственно-временной модели гене-щии нефти и формирования ее скоплений.

Задачи исследования;

- разработка схемы главной фазы генерации нефти в усло-шх Прикумской нефтегазоносной области;

- разработка схемы главной фазы эмиграции нефти и форми-звания ее залежей в палеоген-мезозойском комплексе отложений эикумской нефтегазоносной области.

Методы исследований. Решение первой задачи было найдено с эмощью расчетно-графического метода реконструкции палеопро-эева и эволюции катагенетпческой зональности разреза - так азываемого метода " суммарного импульса тепла" (СИТ), а такте зтодов электронного парамагнитного резонанса (ЭПР) и пироли-зческой газовой хроматографии (Рок-Эвал).

Результаты исследований позволили расширить и уточнить редставления о зональности и особенностях нефтегенерационных

процеосов в условиях высокой степени закрытости недр, характерной для Восточного Предкавказья.

Для решения вторвй задачи были проанализированы данные палеогеологических, флюидогеоданеыаческих и гидродинамически исследований, которые определила сущас*венную молодость (не более 3 млн.лет назад) эпохи раскрытая палеоген-мезозойского водонапорного комплекса и формирования ь нем элизионных пото ков.

Научная новизна. В диссертации впервые для Восточного Предкавказья на основании комплексных исследований предложен-детальное изучение главной фаза кзфтвобразования как суммн двух генерационных процессов: главной фазы генерации микроне« ти и главной фазы ее эвакуации, в ходе которой произошло фор шарование всех известных в мезозойских и палеогеновых отложе ниях залежей нефти.

Практическая ценность работы. В диссертации обосновывав1 ся преимущественная генерация нефти в разрезе Восточного Цре, кавказья по сравнению с генерацией газа в связи с длительной закрытостью (изолированностью) недр на стадии мезокатагенеза мезозойских и палеогеновых пород. Результатами проведенных и> следований в качестве основной нефтегенерирувдей толщи в разрезе Восточного Предкавказья устанавливается нижнетриасовый глинисто-карбонатный комплекс. Именно за счет нижнетрьасовой органики произошло формирование практически всех залежей неф* в мезозойской части рагреза. Юрские и нижнепалеогеновые отложения относятся к числу второстепенных: первые - в связи с преимущественно арконовим (гумусовым) составом органики, вторые - в связи с небольшой длительностью прогрева и низкой гр< дацией катагенеза. В определенной мере юрские отложения способны генерировать метан за счет наиболее погруженных частей разреза. Генерационные способности нижнемеловых отложений, с< держащих исключительно арконовую органику, оцениваются как н< значительные. В глинистых породах палеозойского складчатого фундамента ОВ стабилизировано а связи с завершением генерационных процессов. Поскольку возможности сохранения залежей не^ ти и тем более газа, фондирование которых могло бы произойти на геосинклинальном »тале развития, расцениваются как очень низкие, фундамент Восточного Предкавказья рассматривается на> как бесперспективный. •

л

Таким образом стратэгия поисков заявкой нефти определяет-распределением каналов эмиграции нефти из нижнетриасовых южен;:!! в перекрывающие комплексы, в частности, через дену-гавашше нижнетриасовие биогермные массивы на Величаевско-шеставкинской зоне дислокаций.

Фактический материал. В основа диссертации лежат резуль-:н исследования методом ЭПР керна (84 образца) и нефтей (30 )азцов), а также методом Рок-Эвал - 49 образцов керна. Ис-гдованию подвергнут разрез в интервале от оллгоцена до фун-юнта. Кроме того методом СИГ были построены 50 ¡трафиков ¡грева, на основании которых составлены региональные схемы шщии очагов прогрева в профильном варианте (4 схем) и в шовом варианте (для нижнетриасозого, юрского и нижнемайкоп->го комплексов пород). Использованы также сведения, получен) из советских и зарубежных публикаций.

Публикации результатов работ. Основные положения диссер-1ия бшт доложены в двух докладах на научно-технических кон-зенциях секции "Геология и полезные ископаемые" инженерного сльтета 7ДН им.П.Лумумбы. Печатных работ нет.

Структура и объем работа. Диссертация состоит из введе-I, пяти глав и заключения общим объемом страниц машино-2ного текста, И таблиц и 21 рисунков. Библиография вклю-2Т 7Т наименований.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ I. Краткий геологический очерк

Изучаемая территория расположена в равнинной части Вос-шого Предкавказья, охватывая восточные районы Ставрополь-)Го края. В 50-х годах здесь были начаты геофизические и бузы е работы, которые привели к открытию залежей нефти в па-зге новых, меловых, юрских и триасовых отложениях. Гоологи-зкое строение и нефтеносность региона отражены в многочис-1ншс публикациях, в связи с чем в 1-й главе приводится лишь лткая компиляция сведений по этим разделам.

По геотектоническому положению Восточное Предкавказье от-зится к эпигерцинской Предкавказской (Скифской) платформе, здвмент которой сложен разновозрастными и различными по сос-зу палеозойскими породами. В Прикумской нефтегазоносной об-

ласти (НТО) фундамент сложен преимущественно среднекаменно-угольными глинистыми и сернцит-кремнисто-хлоритовыми сланцами с прослоями метаморфизованных песчаников а алевролитов в верхней части, которые вниз по разрезу сменяются чередованием вулканогенных, карбонатных и терригенных пород. Толща интенсивно преобразована и дислоцирована, местеми прорвана интрузиями гранитоидов.-

Осадочное выполнение представлено мезозойскими и кайнозойским отложениями почти непрерывной последовательности. По степени даслоцированности и истории развития осадочное выполнение образует два этажа. Нижний этаж, отражавший тафрогенный (по А.И.Летавину) этап развития региона, сложен грубообломоч-ными красноцветными отложениями предположительно верхнепермского-нижнетриасового возраста, а также карбонатными, терриген-ными и вулканогенными породами всех трех отделов триаса. Перло триасовая толща интенсивно разбита на множество блоков, испытавших разноамшштудные подвижки в конце триаса - начале юры (киммерийская фаза тектогенеза). Суммарная толщина нижнего сруктурного этажа составляет 2-2,5 км, однако на большей час.й региона отложения тафрогенного комплекса размыты на ту или иную глубину, вплоть до фундамента.

Терригенные и карбонатные отложения юры, мела, палеогена, неогена и ентропогена, входящие в состав верхнего структурного этажа, образуют собственно платформенный слабонарушенный чехол толщина которого изменяется от 3-3,5 км на Прикумской ступени до 10-12 км в Терско-Каспвйском передовом прогибе. Цримечател! ной особенностью платформенного чехла следует считать наличие полуторакилометровой преимущественно глинистой майкопской свиты одигоцен-ншшемтоценового возраста. Она регионально распространена на территории Предкавказья и на сопредельных территориях и акваториях. В гидрогеологическом отношении она выполняет роль регионального фяюидоупора, В нижней части майкопской свиты регионально распространены битуминозные радиоактивные глины хадумского и батвлпашинского горизонтов.

Фундамент Цредкавказской платформы разбит на разнопорядковые системы блоков. В Восточном Предкавказье на границе о докембрийской Восточно-Европейской платформой выделяется вал Карпинского, южнее которого расположена группа Манычских прогибов. К югу от Восточно-Маннчского прогиба о запада на восто:

отливается обширная гомоклиналь, выраженная в структуре адочного чехла и образующая пологий платформенный склон |рско-Каспийского передового прогиба. В районе излучины р. мы гомоклиналь трансформируется в округлое плато диаметром :оло 80 км, получившее название Прсткумская ступень.

Мезозойские и особенно кайнозойские отложения в значитель-1Й мере нивелируют рельеф фундамента. Подвижки блоков фунда-¡нта, проявившиеся как следствие киммерийской и альпийской 13 тектогенеза, привели к формированию унаследованных малоам-гатудаых поднятий и впадин платформенного типа.

В истории геологического развития региона четко выделяют-i три основных этапа: reoсинклинальный, тзфрогенный и платфор-знный. Геосинклинальный режим заканчивается в позднем палео->е денудацией герцинских складчатых образований и стабилиза-!бй земной коры. В конце перми - начале триаса обширным гра-знообразованием начинается этап формирования промежуточного змплекса, который в позднем триасе - ранней юре претерпел актине блоковые нарушения и денудацию на разную глубину, злоть до фундамента. Практически сразу же вслед за тафрогеп-jm этапом начался период спокойного регионального погружения формирования широкого чехла платформенных осадков. Теш осад- ■ энакопления периодически менялся, и, в частности, после очень злого (6 м/млн.лет) осадкообразования в палеогене происходит чень быстрое (80 м/млн,лет) накопление майкопской свиты. В оздаем неогене, как реакция на резкое воздымание Большого авказа, произошло быстрое погружение Телско-Каспийского про-иба и формирование обширной гомоклинали его северного борта, пределах которого находится изучаемый район. Происходит труктурная перестройка региона, активизация разломов, пере-ормирование структур. В это же время в результате воздымация ала Карпинского осадочный чехол был размыт на глубину до 2 км, следствие чего местами (Еузгинский и Промысловские блоки) бз и смыты майкопские отложения. Произошло раскрытие палсоген-езозойского водонапорного комплекса и формирование элизиотг.гых отоков в пределах всего Восточного Предкавказья.

В нефтегеологическом отношении изучаемая территория вхо-ят в состав Прикумской нефтегазоносной области Средне-Каспий-кого нефтегазоносного бассейна. В диссертации на основании публикованных данных подробно рассматривается проблема нефте-

материнских свит применительно к рассматриваемому региону. В обобщенном виде нефтегенерационная схема состоит из трех неф-тепроизводящих комплексов: нижне-среднетриасового, шжне-сред-неюрского и нижнеолигоценового. Основная нефтеносность связана с Прикумской ступенью, в пределах которой расположена подавляющая часть нефтяных залежей. Нефть найдена в отложениях нижнего и среднего триаса, всех отделов юры, мела и палеогена, однако почти 75 % залежей сосредоточено в коллекторских горизонтах неокома и юры. Небольшие газоконденсатные аалежи обнаружены в юрских отложениях, непромышленные притоки газа получены из песчаников среднего Майкопа.

Практически в самом начале поисковых и разведочных работ било установлено, что в Прикумской НТО присутствуют нефти двух различных типов, В триасовых, юрских и нижнемеловых отложениях обнаружены легкие высокопарафинистые нефти, тогда как в верх- ■ немеловых и палеогеновых коллекторах найдены утяжеленные смо-листо-асфальтеновые нефти.

2. Метода определения стадии катагенеза ОВ

Эффективность оценки перспектив нефтегазоносности какой-либо территории во многом зависит от достоверности информации о развитии катагенетических процессов, ведущих к нефте- и газообразованию. В связи с этим в диссертации подробно проанализированы материалы витринитовой рефлексометрии для определения степени катагенеза ОВ.

Отражательная способность витринита (ОСВ) является функцией ароматизации витринита, которая закономерно возрастает.по , мере катагенеза ОВ. Основными постулатами витринитовой рефлексометрии считаются, во-первых, определяющее влияние температуры на степень катагенеза ОВ и, во-вторых, равенство (при прочих равных условиях) степени созревания рассеянных и концентрированных форм ОВ.

В диссертации приводятся мнения исследователей о том, что в ходе прогрева ОСВ рассеянных форм ОВ может.как отставать, так и опережать ОСВ концентрированных форм ОВ. Вызвано это влиянием как минимум трех факторов: исходным составом ОВ, различными скоростями реакций преобразования керогена в открытых (свободного оттока поровых флюидов) и закрытых (затрудненного

:ока) системах, а также различиями в степени изотропности 1ентадии плоскостей ароматических кластеров.

Поскольку в арконовом (гумусовом) ОВ изначально больше >матических структур, чем в алиновом (сапропелевом) ОВ, то и )матизация утлей (рост степени катагенеза) будет оперекать )матизацию керогена. В связи с тем, что в открытых системах лические реакции идут быстрее и полнее, чем в закрытых, пре-разование КОВ будет происходить быстрее РОВ, преобразование гринита в песчаниках - быстрее, чем в глинах, в нормально готненных глинах - быстрее, чем в недоуплотненных. Эти поло-1ия обоснованы в диссертации фактографически данными изуче-I ОС витринита в разрезе Восточного Предкавказья. ,

Кроме того отмечено, что в углях (КОВ) ориентировка плос-зтей ароматических кластеров более совершенна, чем у короге-, вследствие чего кероген дает при прочих равных условиях нее низкое значение Ц° , если считать по средней (или медиа). Если в керогена нет переотложенных форм ОВ, то ОСВ следу-считать по максимальным значениям р* .

Таким образом при определении стадии катагенеза ОВ по гриниту необходимо делать поправки на генетический тип ис-пного ОВ и степени открытости системы, содержащей витринит.

Наряду с витринитовой рефлексометрией в 80-х годах гаиро-э распространение получил расчетный метод определения уровня гагенеза ОВ, известный как "метод Лопатина", "метод СИТ" или год ТТ1 (в зарубежном варианте разработки). В диссертации введены теоретические основы метода, результаты использова-ч. метода СИТ в разных регионах мира. Получены как хорошие, к и неудовлетворительные результаты. Рассмотрена усовершен- . вованная модификация метода СИТ, предложенная Ю.А.Висковским, также обсуждено влияние времени' (продолжительности) катаге-за ОВ.

Большой раздел диссертации посвящен влиянию давления на д катагенеза ОВ. Введены понятия открытая система (пласт эйодного дренирования) и закрытая система (пласт с затруд-нным оттоком флюидов). Мы полагаем, что в открытых системах дет преобладать термодеструкция керогена, генерация преиму-ственно низкомолекулярных осколков, быстрая и глубокая тран-ормация керогена. В закрытых системах с их высоким поровым влением, согласно принципа Ле-Шателье, будет преимущественно

происходить внутримолекулярная миграция атомов и перекомбини-ровЕние структур, ведущая, с одной стороны, к уплотнению углеродного скеле'та в виде ароматических кластеров, а с другой - к синтезу и отторжению обогащенных водородом и гетероатомши соединений (микронефти, вода, газов). Этап массовой миграции протонов и генерации микронефти определяется как главная фаза генерации нефти ДОгН).

В закрытых системах положение границ катагенетической зональности сдвинуто на большие глубины и температуры, чем в открытых. Это положение установлено Б.Б.Чистяковым (ВНИГРИ) на материалах Западной Сибири.

Анализ степени закрытости недр проводился нами с помощью графиков уплотнения глин, по которым расчитывался коэффициент уплотнения как частное от деления фактического КС на нормальное. По данным изучения пород Восточного Предкавказья между • Куд и устанавливается слабо выраженная прямая зависимость.

Как следствие из теоретических построений второй главы делается вывод о преимущественном газообразовании в породах, характеризующихся свободным оттоком флюидов, и о преимущественном нефтеобразованьи в закрытых системах. Таким образом генетический (тип исходного ОВ) и термобарический (температура и давление в системе) факторы являются главными при определении различия фазового состава кафтидов в изучаемом регионе.

3. Эволюция прогрева осадочного чехла Прикумской НТО

В главе приведены результаты изучения истории прогрева осадочного чехла Прикумской НТО на основании данных, полученных с помощью метода СИТ (в модификации Ю.А.Висковского).

При сравнении результатов определения степени катагенеза ОВ по данным СИТ и ОСВ было установлено, что в некоторых случаях витринит дает более низкую, приблизительно на одну градацию, степень преобразования, чем расчетный метод. Мы полагаем, что причина такого расхождения заключается в задержке катагенеза витринита в' "закрытой" системе, которая методом СИТ никак не учитывалась.

По При^кумской НИ) нами.было построено 50 графиков прогрева по глубоким скважинам, с использованием которых были построены 4 графика эволюции ГЗН в профильном варианте и схемы эволюции очагов генерации нефти в триасовых, юрских и майкоп-

скях отложениях.

Шло установлено, что никнетрнассвне отложения воиш: в ГЗН в прогибах к началу раннего мела и к концу маЯкопа гачели "ходить в ГБГ. Таким образом нефтеобразовакяе в триассаих о;-*„«ениях началось значительно позже киммерийского тафрогеаеза, в с&язи с чем они смогла сохранить свой генерационный потсици-ал. К началу среднего миоцена в условия ГЬН вопли юрские отложения, к началу позднего плиоцена - халумско-баталпаиинскге нефтепроизводящие слои майкопской свита. Период генерации мгк-ронефти закончился для юрской к майкопской производящих отложений з раннем плиоцене (3-5 млн.лет назад) после смены погружения на региональное воздамакие.

Таким образом вплоть до позднего пльоцена генерационные толщи были надежно изолированы сначала никнеаптсхой региональной глинистой покрышкой (УП пласт), а затем полуторакилометро-вой глинистой майкопской свитой. Это позволяет надеяться, что в недрах Восточного Предкавказья сохранилась практически вся нефть.

В результате анализа графиков эволюции выясняется, что на современном этапе развития бассейна ГВН охватывает отложения палеогена, мела, юры и местами триаса. В условиях ГЗГ находится большая.часть триаса и местами (на погружениях) юра. Толет-на ГЗН колеблется в пределах 1,4-1,6 км, несколько увеличква-ясь над прогибами. Верхыш граница ГЗН погружается с севера на юг с 1,8 до 2,3 км.

■ Несмотря на поступления основных генерирующих толщ в условия ГЗГ, в недрах Прикумской НТО не обнаружено сколь-нибудь значительных скоплений газа. В диссертации рассматриваются причины дефицита газа, в том числе модель В.П.СтроганоВй. По нашему мнению, дефицит газа объясняется катагенезом ОБ в условиях "закрытой" системы, когда весь водород позел на синтез молекул микронефти. Генерация газа в триасовых отложениях .была невозможна в связи с исчерпанием водородного резерва. 3 юрских отложениях генерация небольших объемов газа была обусловлена арконовым составом органики.

4. Особенности преобразования органического вещества в горних породах Восточного Предкавказья по данным методов ЭПР и Рок-Эвал

Для проверки данных по катагенезу ОВ, полученных расчет-том методом, нами были изучены дополнительно 84 образца керна по всему разрезу и 30 образцов разновозрастных нефтей методом электронного парамагнитного резонанса (ЭПР) и 49 образцов керна методом ../ролитической газовой хроматографии (Рок-Эвел).

Количество парамагнитных центров (ПМЦ) в веществе определяется наличием делокализованных (неспаренных) электронов, которые в нашем случае связаны с углеродом керогена или нефти, Ус"словлено, что количество ШЦ увеличивается с ростом ароматичности ОВ и числа разорванных межатомных связей. Второй фактор интерпретируется как результат термодеструкции и/или катализа керогена.

Кривая распределения ПМЦ по разрезу увеличивается от фоновых значений в среднем Майкопе до первого максимума в хадуме и снижается до кулевых значений в палеоценовых глинах. Верхний максимум обусловлен, по-видимому, радиолизом битуминозных глин. Ниже наблюдается вторая волна; которая достигает максимума в юрских отложениях и снижается до нулевых значений в глинистых сланцгх фундамента. Значительный максимум в юре может быть объяснен как энергичной деструкцией керогена в условиях ГЗН, так ого арконовым составом. В частности, юрские угли содержат 13.Щ на порядок больше, чем вмещающие глины. Примечателен спад содержаний ПМЦ в триасовых, особенно нижнетриасовых неф-тепроизводяцих глинах. Данными ЭПР устанавливается "стерильность" пород фунд£л-,ента.'

Содерг.шлне ГГ.1Ц в нефтях Прикумской НТО не показыват каких-либо четких зависимостей от возраста вмещающих пород. В палеогеновых, нишемеловых, юрских и триасовых нефтях количество ПМЦ не превышает >г • Ю^спин/мг, и только в верхнеме-лобых нефтях наблюдается аномалия до 2,3 • ДО*®спин/иг. Сравнительный анализ состава нефтей и содержание в них ШЦ показывает высокую корреляцию между содержаниями 1Щ и асфальтенов, ПшЦ и силикагелевых смол. Мевду тем из литературных данных известно, что 9В % вклада в ПМЦ нефтей дают асфальтены. Мы пола- • гаем, что высокая корреляция ШЦ со смолами в действительности

объясняется наличием в нефтях преимущественно смэл, стабилизирующих асфальтены в нефтях и находящихся в жесткой пропорции с одержанием асфальтенов. Бо всех нефтях, кроме нкжнемайкопск'х, смол больше асфальтенов (по весу) в 3-4 раза. Таким образом . данные ЭПР позволяют утверждать, что мезозойские нефти Прик;,.м-ской НТО стабилизированы по составу смолисто-асфольтсновых компонентов, достаточно колода и сформировались,скорее всего, в результате распада водо-нефтяных'первично-мчграционных потоков, где асфальтены били уже стабилизированы смолали. Палеогеновая нефть формировалась в результате механического в1ли:мсн::я из битуминозных хадумско-баталпашинскпх глин и поэтому ее состав не подчиняется установленной стехиометрии (смол больше асфальтенов в 7 раз).

Исследования керна методом Рок-Эвал позволили уточнить генетический тип керогена разновозрастных пород н определить особенности генерационно-эмиградиотшх процессов по разрезу. На графике зональности катагенетических процессов, построенном в системе координат "Тмако - HI" (максимальная температура пика í>2 ~ водородный индекс), довольно отчетливо выделяется поля всех трех генетических типов керогена. К типу I (алкновое НОВ) относятся образцы из палеогена (хадумский и кумсккй битуминозные порода). В поле П типа (смешанное алиново-арксновое НОВ) попадают некоторые юрские и хадумские образцы, а также проба из куманской (нижний триас - пермь) свиты. В по,ге Н типа (арконовое НОВ) попадает почти половина проб, состоящая главным образом из юрских и нижнемелсвих пород. Сюда же попали оба образца из фундамента. Таким образом данными Рок-Звал нефтеге-нерационные свойства нижнемеловых пород в большей части юрских, а также пород фундамента оцениваются как неэначительныелрясЛ.).

Подавляющая часть образцов расположена вблизи гранили "незрелого ОБ" и "нефтяной зоны". Здесь находятся все палеогеновые и нижнемеловые пробы, а также 10 из 14 грских проб. Глубинный интервал взятия керна составляет более 1400 м (20783483 м). Наблюдаемая синхронность созревания керогена не укладывается в схему последовательности'катагенеза ОВ по мере его погружения и заставляет предполагать, что помимо температуры в созревании керогена большую роль играет давление. Не исключено, что синхронность и современность вхождения в Г5гН значительного интервала разреза является следствием геологически недалне-

HI

535

409

500

aoo

180

л

KEPOÍtnl

■A

V

ШОГЕН Д \

A.

у л

t|o

Г\ \ A

i 4V

КЕРОГЕнШ \*fi f^^a

i 4* * I * f0 ' * * _ I Тиши

3S0 4во ; 4S0 : soa S¡n

s НЕЗРЕЛОЕ OS |Н!»ТЯШ1 ГАЗОВАЯ ЗОНА ЗОНА

Рис.1. График зональности катагенеза ОБ (по данным метода Рок-Эвал).

о 0.1 0.3 8.3 0.» 0.5 0.5 5.7 ШВ .".9 1.С пт

-<—-—1-1-1-1--1-1_I_I,. - - г*

°8 --

1 X

а

5-

Н.км

* ^ / —..

о-1 «-а *-з д-4 +-5 х-» Рис.2. Схема реализации нефтегенерапиокного потенциала (по данным метода Рок-Эвал). Отложения: 1-палеогеновые, 2-нижнемеловые, 3-врские, 4-триасовые, 5-пермо-триасовы, 6-среднекачекноуголыше (фундамент).

го раскрытия палеоген-мезозойского водонапорного комплекса.

Анализ распределения по глубже индекса продуктивности к, характеризующий долю "свободных" углеводородов в общэм содержании УВ, показывает общую тенденцию в Енде плавной крив^ с убыстряющимся ростом Р1 по мерс погружения. На глубино 22,5 юл (начало ГЕН) она даот уровень Р1--0,!. С глубиной, особенно ниже 3,6 км, значения Р1 быстро возрастают и достигают еданивд на глубине 4,75 км. Точки, лежащие на графике правее и выше кривой, относятся к пробам с аномально высоким содержанием летучих УВ, т.е. отмечают аккумуляцию нефти. Точки, лежащие левее и ниже кривой, соответствуют пробам, испытавшим потери нефти в ходе ее эвакуации. Амплитуда аномалий миграционных процессов с глубиной возрастают, причем для мезозойского комплекса пород отчетливо проявляется восходящая миграция. Так, например, нижнемеловые концентрационные аномалии, судя по графику, обязаны своим появлением восходящему потоку млкронефти, начинающемуся в триасовых и юрских отложениях. Для никнемай-копских отложений более характерна латеральная и нисходящая миграция. Таким образом данными Рок-Эвал получено независимое подтверждение существования в разрезе Восточного Предкавказья двух различию моделей нефтеобразования: мезозойской, в условиях восходящего гидродинамического потока, и палеогеновой, в нисходящем потоке (рис.2.).

5. Время и условия нафтидообразования в , Восточном Предкавказье

Выяснение особенностей нафтидообразования в отложениях Восточного Предкавказья1, на наш взгляд, невозможно без анализа структуры главной фазы нефтеобразования как в общетеоретическом плане, так и применительно к условия.; Прикумской НТО.

Представления о Г5Н, предложенные в 1567 г. Н.Б.Вассоеви-чем, рассматривают нефтеобразование как сложный процесс, в ходе которого исходное ОВ претерпевает значительные преобразования, ведущие сначала к генерации разнообразных молекул микронефти, которые при конденсировании дают собственно нефть. Статистически определены рамки наиболее активной фазы генерации микронефти: температура - 90 + 120°С, глубина - 2тЗ,5 км, отражательная способность витршшта Я0 = 0,6-1,0 %, Ткакс = 435-460°С, градация катагенеза - МК^.

В дальнейшем Н.Б.Вассоевич расоирил представления о Г$Н, • введя понятия о главпой фазе генерации нефти (ГФгН) и главной фазе эшграции нефти (1ФэН). В работах В.Я.Троцюка, Д.В.Несмш:-нова у. Е.И.Тараненко били рассмотрены модельные представления о соотношениях Р5гН и ГФэН в зависимости от совпадения процессов генерации микронефти и дегидратации глин, формиругацих поток водорастворенкой нефти. .

В наиболее законченном виде структура К>Н представляется. в виде принц;;пиалыюй схемы, в которой массовая генерация микронефти определяется погружением генерирующих толщ в зону ГЖр тогда как массовая эвакуация микронефти связывается с регио-нелыг.чл раскрытием глубинных водонапорных комплексов на инверсионном этапе развития нефтегазоносных бассейнов. В зависимости от соотношения этапов генерации и эвакуации микронефти возможны четыре структурные модели. Модель А-^: инверсия прерывает Г2гН, нефтематеркнекая толща реализует свой потенциал лишь частично. Модель инверсия происходит после прохождения нефтематеринской толщей главной зоны нефтеобразования в условиях закрытой системы, нефтегенерационный потенциал реализуется полностью. Модель Б: погружение без инверсии, в закрытых системах не происходит эвакуации микронефти, ГШ не реализуется. Модель В: погружение в условиях открытой системы, нафтидо-образование идет по линии преимущественной генерации газа.

В Восточном Предкавказье мезозойские генерационные толщи практически все время, вплоть до плиоцена были надежно перекрыть региональными флюидоупорами. Время раскрытия глубинных водонапорных комплексов определяется датой 3-5 млн.лет назад, когда в результате мощного раннеплиоценового воздамания и эрозии вала Карпинского сформировались гидрогеологические "окна", через которые началось дренирование древних осадков. Недавнее начало дренирования устанавливается широким развитием во всем разрезе недоуплотненных глин. Расчет приведенных давлений показывает движение вод снизу вверх от нижнего триаса до пласта 1-К1 и сверху вниз от нижнего Майкопа также до пласта По

пласту 1-Кх фиксируется движение вод из Прикумской НТО в северном направлении, в сторону глубокоэродированного Бузгинско-го блока вала Карпинского.

ОВ триасовых отложений испытывало длительный катагенез в '

рамках ГггН, находясь в условиях "закрытой системы" не коне.. 100 .млн. лет (модель А2). Столь длительней прогрев практически лип ил триасовую органику водородного резерва, в связи чем, ..орсйдя в условия глубинного термокаталити«еского газооир:.г( -вания, триас не стал источником сколь-нибудь значительных к«. -личеств газа. ОВ ирских отложений находилось в условиях Г -тГ около 15 лин.лет и поэтому, перейдя в нижнюю зону газообразования, сохранила значительную часть водородного резерва, чему способствовал также преимущественно арконозый тип органики. Это обусловило повышенное содержание попутного газа в юрских нефтях и даже формирование газоконденсатных залежей. Катагенез горского ОВ происходил по редуцированной модели Л2.

ОВ нижнего Майкопа вошло в зону нефтеобразования практически накануне инверсии, не успев испытать достаточно длительного прогрева и реализовать в полной мерэ генерационный потенциал. Судя по.данным газо- и термометрии, в настоящее время в иижнемайкопских уплотняющихся глинах происходит активное газообразование. Катагенез нижнемайкопского ОВ происходил по модели Ар

Различие, в длительности прогрева нижнетриасовых и нижнемайкопских отложений определило качественное отличие нефтей, сформированных в восходящем (от триаса-до альба) и в нисходящем (от Майкопа до альба) элизионных потоках. Длительный катагенез нижнетриасового керогена и микронефти привел к образованию легких парафинистых нефтей, тогда как з результате краткого периода ГОгН в нижнем Майкопе сформировалась • слабопреобра-зовенная утяжеленная нефть.

Исходч из принятого наш положения о том, что нижнетриасовые отложения.обладают основным нефтегенераиионным потенциалом, формирование залежей нефти в мезозойском комплексе пород рассматривается как результат распада первичного триасового водояефтяного потока на разных стратиграфических уровнях и формирование первичных залежей в триасовых и юрских ловушках. В нижнемеловых и некоторых юрских ловушках находятся преимущественно переформированные залежи, образовавшиеся за счет перетока нефти по разломам из нижележащих залежей. В связи с тем, что формирование залежей происходит в рамках глизконних потоков, особую важность приобретают гидро- и геоданам^ческне исследования. Под геоданамическими исследованиями .ш понимаем

изучение поля уплотнения глин, .характеристики которогг определяются наличием каналов дренирования.

Наибольшая нефтенасшценность разреза наблюдается над нижнем ^кьсовнми карбонатными рпфоподобными массивами, эродированными предъюрской трансгрессией. Через эти гидрогеологические окна осуществляется активное дренирование триасовых отложений, и вынос нефти.

Наибольшая нефтенасшценность нижнего Майкопа наблюдается в района Ьот-двской группы поднятий, где зафиксировано весьма затрудненное дренирование разреза. На остальных площадях сопряженная нефтеносность хадумских и верхнемеловых отложений -риурочена к узлам пересечения нескольких разломов и четко фиксируется значениями поля уплотнения глин.

Защищаемые положения,

1. В структуре главной фазы нефтеобразования в Восточном Предкавказье четко выделяются два периода: генерация микронефти во время регионального практически непрерпвного погружения вплоть до ниннего плиоцена и ее эвакуация в постинверсиоиное время, характеризующееся раскрытием глубинных водонапорных комплексов, формированием элизионных потоков и образованием нефтяных залежей вдоль каналов дренирования.

2. Нефтепроизводящие свиты Восточного Предкавказья прогревались в условиях весьма затрудненного оттока, что определило формирование в Прикумской НТО преимущественно нефтяных месторождений. Фазовое состояние генерируемых нафтидов определяется не только генетическим типом исходного органического вещества, но и термобарическими условиями его катагенеза. В условиях свободного оттока поровых вод катагенез ОВ реализуется преимущественно в виде термодеструкции, чему способствует свободный уход осколков; основными продукта!,ж катагенеза являются газы. В условиях затрудненного оттока поровых флюидов, в керогене, согласно принципа Ле-Шателье, происходит активная внутримолекулярная миграция атомов, ведущая к формированию обуглероженных кластеров (ароматических ядер) и гидрогенизиро-ванпых периферийных структур (микронефти). Основным продуктом катагенеза ОВ в закрытой системе является нефть. л