Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Особенности геологического строения и условий нефтеобразования в нефтеносных бассейнах Южного Судана

ВАК РФ 25.00.12, Геология, поиски и разведка горючих ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Особенности геологического строения и условий нефтеобразования в нефтеносных бассейнах Южного Судана"

□□3492816

На правах рукописи

Фарах Салех Фарах

ОСОБЕННОСТИ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ И УСЛОВИИ НЕФТЕОБРАЗОВАНИЯ В НЕФТЕНОСНЫХ. БАССЕЙНАХ ЮЖНОГО СУДАНА

Специальность: 25.00.12 - Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых

месторождений

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание учёной степени кандидата геолого-минералогических наук

Москва - 2009

003492816

Работа выполнена на кафедре месторождений полезных ископаемых и их разведки Российского университета дружбы народов (РУДН) и на кафедре теоретических основ поисков и разведки нефти и газа Российского государственного университета нефти и газа имени И.М.Губкина (РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина).

Научный руководитель

Официальные оппоненты

Кандидат геолого-минералогических наук, нет, Тараненко Евгений Иванович, Российский университет дружбы народов

Доктор геолого-минералогических наук, профессор Скарятин Вадим Дмитриевич, Российский социальный государственный университет

Кандидат геолого-минералогических наук, нет, Диваков Валентин Иванович, ОАО «Катари -Сейсмо»

Ведущая организация - Открытое акционерное общество «Всероссийский научно-исследовательский институт геологии зарубежных стран» ОАО «ВИИИЗАРУБЕЖГЕОЛОГИЯ».

Защита диссертации состоится «22» декабря 2009 г. в ауд.232 в 15.00 на заседании Совета по защите докторских и кандидатских диссертаций Д212.200.02 при Российском государственном университете нефти и газа имени И.М. Губкина по адресу: 119991, Москва, ГСП-1, В-296, Ленинский проспект, дом 65

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина

Автореферат разослан «20» ноября 2009 г.

Ученый секретарь диссертационного совета, кандидат геолого-минералогических наук

Е.А . Леонова

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность. Проблема нефтеносности рифтовых осадочных бассейнов Судана возникла и оформилась сравнительно недавно, в связи с чем многие черты их строения и особенностей нефтеобразования нуждаются в более детальном изучении. В значительной степени это относится к геохимическим исследованиям, которые были проведены здесь в больших объёмах, по пока не получили достаточно квалифицированной обработки и обобщения. Из всех геологических методов изучения нефтегазоиосности земной коры геохимические методы дают наиболее полную и достоверную информацию о процессах генерации нефти и г аза, масштабах и особенностях преобразования керогена, нефти и газа, зональности распределения в разрезе фазоворазличных нафтидов и т.д. Геохимические исследования для Судана важны ещё и потому, что нефтеносными здесь являются континентальные отложения, характеризующиеся своеобразным составом керогена и условиями его преобразования.

Целью диссертационной работы является выяснение особенностей нефтегенерационного процесса в рифтовых осадочных бассейнах Южного Судана.

К задачам работы относятся

1. Определение тренда эволюционного развития южносуданских бассейнов на основе циклического анализа их осадочного выполнения;

2. Определение особенностей состава керогена и условий его преобразования;

3. Разработка модели нефтеобразования в недрах южносуданских бассейнов на основе геофлюидодинамического анализа.

Методической основой проводимых исследований послужили

• Историко-генетический анализ эволюции южносуданскнх бассейнов;

• Композиционный анализ керогена;

• Анализ показателей термолитической газовой хроматографии керогена на установке Рок-Эвал.

Материалами для написания диссертации послужили отчёты Robertson Research International (RRI), содержащие различные базы данных (лабораторные анализы, сведения нефтегеологического профиля и др.), а также журнальные публикации.

Научная новизна проведённых исследований заключается в разработке новой схемы эволюционного развития южносуданских бассейнов и в обосновании первой в истории нсфтегеологических работ в Судане геофлюидодинамической модели нефтеобразования.

Практическая значимость работы заключается в обосновании более высоких перспектив нефтеносности центральных частей бассейна Муджлад по сравнению с северным и бортовыми участками, а также в предположении о газоносности глубоко погруженных отложений в НГБ Муджлад и Голубой Нил.

Защищаемые положения:

1. В отличие от общепринятой модели сквозного рифтового развития бассейнов Южного Судана в диссертационной работе рассматривается эволюционная модель историко-геологического развития бассейнов: рифтовую природу имеет только первый (горско-нижнемеловой) циклит, второй (верхнемеловой) циклит выделен нами как синеклизный квазиплатформенный, третий (палеогеновый) - как синеклизный ортоплатформенный, четвёртый (миоцен-современный) - как типично платформенный.

2. Для объяснения причин нахождения в южносуданских бассейнах нефтей преимущественно высокой и средней плотности в работе рассматривается модель раскрытия нефтегенерационных очагов и формирования залежей нефти на ранних (МК1 - МК2) 1радациях катагенеза.

Благодарности. В своей работе я пользовался ценными указаниями и советами своего научного руководителя, проф. Е.И.Таранелко. которому я приношу искренние и сердечные благодарности. Я бесконечно благодарен также проф. Е.А.Долгинову, признанному знатоку геологии Судана. Их знания существенно обогатили мой научный багаж, подняли на новую высоту профессионального образования и подготовили к будущей практической деятельности. Выражаю также признательность и благодарность проф. Н.Н.Трофимову, доц. С.М.Кропачеву, доц. М.Ю.Хакимову и сотрудникам кафедры полезных ископаемых и их разведки РУДН за помощь, оказанную мне при подготовке и написании диссертации.

Объём п структура работы. Диссертационная работа объёмом 167 страниц содержит 3 раздела, введение, заключение и библиографию из 4 публикаций. Текст иллюстрируют 65 рисунков и 3 таблиц.

СОДЕРЖАНИЕ Введение

Нефть и газ составляют энергетическую основу многих стран, вследствие чего эти полезные ископаемые относятся к числу стратегических, определяющих экономическую независимость государств. Поиски месторождений нефти и газа стоят на первом месте в программах тех правительств, которые планируют проведение независимой политики.

Судан длительное время находился вне поля зрения ведущих нефтяных компаний из-за особенностей его геологического строения. Значительная часть территории Судана покрыта чехлом современных осадков, маскирующих глубинное строение региона. Расположение Судана в пределах древнего кристаллического массива и отсутствие геофизических исследований и глубокого бурения длительное время приводило геологов к неверному мнению о бесперспективности региона на нефть и газ. Недостаток средств, специального оборудования и национальных кадров также сдерживало проведение необходимых поисково-разведочных работ.

Первые пефтепоисковые работы в Судане начались сразу же после освобождения станы от англо-египетского протектората. В 1959 г. итальянская компания AG1P начала глубокое бурение в прибрежных водах Красного моря, в результате которого была обнаружена небольшая газокопденсатная залежь в палеогеновых отложениях. К сожалению, в силу высказанных выше причин AGIP не решилась проводить нефтепоисковые работы в континентальной части Судана. Поиски нефти в Судане были заморожены, и только в ноябре 1974г. компания Chevron объявила о намерениях приступить к проведению геофизических и буровых работ в Южном и Центральном Судане.

В течение последующих 12 лет Chevron провела экстенсивные аэромагнитные и гравиметрические исследования, отстреляла 58000км сейсмических профилей и пробурила 86 скважин общей глубиной 252750м. Основные работы были проведены в пределах блоков Муджлад, Мелут и Голубой Нил. Геофизическими работами было установлено, что в южной половине Судана широко развиты глубокие рифтовые впадины, перспективные на нефть и газ. Первые значимые притоки нефти были получены в 1980 г. в бассейне Муджлад в скв. Юнити-2. Обнадёживающие результаты были получены при бурении в бассейнах Мелут и Голубой Нил.

В дальнейшем поисками нефти в Судане занимались различные национальные и иностранные нефтяные компании. Результатом этих работ явилось открытие нескольких десятков нефтяных месторождений, которые позволили Судану стать одним из крупных производителей нефти в Африке. Кроме того эти работы дали геологам обширную информацию в виде различных баз данных, послуживших основой для написания многочисленных отчётов и публикаций. Правда, доступ к этой информации остаётся весьма ограниченным.

Наибольшую популярность приобрели отчёты исследовательской Robertson Grupp под общим названием «Geology and Petroleum Potential of Southern, Central and Eastern Sudan», которые были использованы многими авторами. Наши исследования также были в значительной мере проведены с использованием отчётов RG. Это относится, прежде всего, к данным по изучению генетического состава керогепа, степени его преобразования и термолитического анализа керогена (Rock-Eval).

Анализ публикаций показывает, что обобщение сведений по этим видам исследований проведено не в полной мере и что имеется немало возможностей для получения новой информации. В нашей работе мы постарались с новых позиций осветить состояние нефтегенерационных процессов в южносуданских бассейнах.

1. Краткий геологический очерк

Геологическое строение Судана изучено достаточно хорошо и полно, Проблемами нефтеносности Судана занимались Bermingham P.M., Browne S.E., Fairhead J.D., Mohamed A.Y., Reynolds P.O., Schull T.J., Zayed Awad M. и многие другие суданские и зарубежные исследователи. Особого внимания заслуживают публикации, подготовленные сотрудниками Robertson Research International (RRI), занимавшихся обобщением данных буровых и геофизических работ.

В результате проведенных работ было установлено, что под плащом рыхлых современных осадков скрываются глубокие рифтовые впадины, выполненные мсзозойско-кайнозойскими неморскими терригенными отложениями, содержащими залежи нефти. Муджлад - самый большой бассейн в южной части Судана. Он протягивается с с-з на ю-в от Западного Кордофана до Эфиопии, имея в длину 800 км и ширину 200 км. Бассейн занимает площадь около 160.000 кв.км. Толщина осадочного выполнения в наиболее прогнутой части бассейна превышает 13.5 км. Бассейн Мелут расположен к северо-востоку от бассейна Муджлад. Его длина составляет около 400 км, наибольшая ширина -около 200 км. По сейсмическим данным глубина залегания фундамента в бассейне Мелут достигает 8-9 км.

Южносуданские рифтовые впадины образуют специфические нефтегазоносные бассейны (НГБ), в которых обнаружены явные нефтематеринские глинистые формации, песчаниковые коллскторские толщи и глинистые флюидоупоры. Структура осадочного выполнения бассейнов указывает на наличие в ней сводовых, литологически и тектонически экранированных ловушек нефти.

1.1. Стратиграфия. Суданские рифты сформировались в результате расколов в мезозое-кайнозое древнего пан-африканского фундамента и раздвижения блоков архейских и протерозойских кристаллических пород. В составе фундамента Южного Судана в первом приближении выделяются три крупных метаморфических комплекса, разделённых структурными несогласиями: мигматито-гнейсовый архейский (частично, возможно, нижнепротерозойский), метаосадочный (кварцито-парасланцевый) раннего протерозоя и зеленокаменный (метавулканогенный- метаосадочный) позднего протерозоя. Фундамент повсеместно прорван разновозрастными интрузиями: в Экваториальном блоке - крупными массивами щелочных пород кембрий-ордовикского возраста, в Центральном блоке - массивами щелочных пород кембрий-ордовика и перми-триаса. Широко распространён асинхронный магматизм типа «горячих точек».

Осадочные выполнения рифтовых впадин представлены озёрными и речными отложениями с редкими телами эффузивных пород. Геохронологически наиболее представительным является разрез бассейна Муждлад, в котором вскрыты отложения от нижнего мела (неоком-баррем) до современных. В основании вскрытой скважинами части разреза залегает преимущественно глинистая формация Шараф. Максимальная вскрытая её толщина составляет 366 м, однако по сейсмическим данным толщина формации значительно превышает эту величину.

Выше формации Шараф без стратиграфического несогласия залегает апт-раннеальбекая формация Абу Джабра, сложенная преимущественно глинами и аргиллитами, обогащёнными сапропелевым органическим веществом. Глинистые породы переслаиваются тонкозернистыми песчаниками и алевролитами. Образование формации Абу Джабра происходило в озёрных условиях, в период быстрого погружения дна бассейна. Максимальная вскрытая толщина формации составляет 1830 м. По составу керогена и по степени его

преобразования формация относится к разряду нефтематеринских. На нескольких площадях в северо-западной части бассейна в песчаниках формации содержатся залежи нефти.

Вверх по разрезу на отложениях формации Абу Джабра с размывом залегают песчаники формации Бентию (верхний альб-сеноман). Толщина формации местами достигает 1,5 км. Песчаники формации Бентию образуют резервуары с хорошими кол лекторскими свойствами для нефтей из формации Абу Джабра. Выше формации Бентию с резким стратиграфическим несогласием залегает песчано-глинистая толща, образующая группу формаций Дарфур: Арадейба, Зарга, Газаль и Барака (8с1ш11, 1988). Накопление осадков группы Дарфур происходило с туронского но маастрихтское время. В строении формаций наблюдается отчётливо выраженная цикличность: нижние элементы формаций представлены преимущественно глинистыми породами, верхние -преимущественно песчаниковыми. В целом низы группы Дарфур имеют более глинистый состав, верхи - более песчаниковый. Песчаники формации Арадейба содержат залежи нефти на месторождениях Юнити и Хеглиг.

Формирование группы Дарфур происходило в условиях низкой равнины, на которой отлагались осадки речных долин и поймы, мсандрирующих и ветвящихся речных потоков, периодически затопляемых низин, дельт, лагун и озёр. Пласты, слагающие формации, имеют толщины 3-21 м при максимальной толщине группы до 1830 м. В северо-западной части и на периферии бассейна толщины группы Дарфур уменьшаются за счёт выклинивания и срезания во время предпалеоценового воздымания.

Выше группы Дарфур с размывом залегает комплекс пород группы Кордофан, в составе которой выделяются формации Амаль, Нейиль, Тенди и Адок. Образование группы Кордофан происходило в течение палеогена и неогена. Формация Амаль представлена массивными песчаниками общей толщиной до 760 м. Вышележащие формации представлены чередованием песчаников, алевролитов и глин. В песчаниках группы Кордофан задежи нефти отсутствуют.

Разрез завершает преимущественно песчаниковая толща четвертичных отложений, представленная формациями Зераф и Умм Руаба и залегающая с размывом на подстилающих отложениях.

Разрез осадочного выполнения бассейна Муджлад почти полностью представлен терригенными породами. Не встречены карбонатные породы и пласты эвапоритов и углей. В северо-западной части бассейна скважинами вскрыт долеритовый силл толщиной 91 м, возраст которого датируется значением 82±8 млн.лет (кампанский век).

В бассейне Мелут пробурено всего 5 скважин, вследствие чего состав и строение осадочного выполнения в этом бассейне изучены значительно хуже, чем в бассейне Муджлад. По сейсмическим данным в строении бассейна Мелут принимают участие два суббассейна, имеющих различное сочетание литолого-стратиграфических комплексов. Максимальная толщина осадочного выполнения составляет около 9 км, освещенная бурением часть разреза составляет 4546 м (скв. Адар-1). Самые древние осадочные породы имеют позднемеловой возраст

(кампан-маастрихт). Выше залегает толща терригеиных пород, формирование которой происходило в течение палеогена и неогена. Завершается разрез тонким чехлом современных осадков.

По условиям формирования разрез бассейна Мелут. не отличается от разреза бассейна Муджлад: в обоих бассейнах происходило накопление озёрных, дельтовых, лагунных осадков в сочетании с отложениями прибрежных низин и речных долин. Типичные нефтематеринские отложения, подобные нижнемеловым осадкам формаций Абу Джабра и Шараф, здесь не обнаружены, однако наличие залежей нефти в палеоценовой формации Ел позволяет предполагать реализацию нефтегенерационных процессов в глубокозалегающих глинистых толщах, возможно, имеющих нижнемеловой возраст.

Бассейн Голубой Нил - третий по величине осадочный бассейн в Судане. Он расположен на востоке страны и, подобно рассмотренным ранее бассейнам, имеет рифтовую природу. В его пределах пробурена всего одна глубокая скважина - Диндер-1 (4591 м). Разрез бассейна Голубой Нил интересен тем, что здесь вскрыты наиболее древние осадки в составе формации Голубой Нил. Формация Голубой Нил имеет верхнеюрский возраст и представлена переслаиванием терригенных пород, содержащих пласты галита. Толщина вскрытой части формации превышает 850 м.

Выше с размывом залегает формация Диндер, представленная исключительно терригенными породами предположительно барремского возраста. Толщина формации в скв.Диндер-1 составляет 3244 м. Выше с размывом залегают преимущественно песчаниковые толщи верхнемелового и кайнозойского возраста (около 500 м).

Предпринятая нами попытка сопоставления разрезов осадочных толщ, выполняющих рифтовые впадины Южного Судана, позволяет предполагать наличие общих черт строения этих толщ. Анализ материалов показывает, что все три изученных бассейна развивались по единому сценарию, сохраняя при этом индивидуальные особенности.

В основу корреляции разрезов положен принцип одновременности региональных воздыманий и формирования стратиграфических несогласий. К сожалению, изучение стратиграфии южносуданских бассейнов под этим углом зрения никем не производилось, вследствие чего на стратиграфических схемах различных авторов выделяется множество асинхронных размывов и несогласий, значимость которых не всегда поддаётся определению.

Для устранения этой неопределённости мы предположили, что формирование песчаниковых толщ формаций Бентию и Амаль в бассейне Муджлад, формации Ел в бассейне Мелут и формации Дамазин в бассейне Голубой Нил происходило в результате денудации обновлённого рельефа региона. Накануне образования этих песчаниковых толщ происходили контрастные подвижки земной коры, формирование обрамляющих горных систем типа современных Red Sea Mountains и быстрое накопление грубообломочного материала. В ходе последующей пенепленизации региона в значительных количествах стал откладываться глинистый материал.

Если эта схема верна, то в бассейне Муджлад существенные тектонические подвижки произошли в середине альба и в Маастрихте, в бассейне Мелут - в позднем Маастрихте (нижнемсловые отложения не вскрыты), в бассейне Голубой Нил - между баррсмом и коньяком и между сантоном и кайнозоем (более точная информация отсутствует). В этом случае формацию Беитию следует относить к группе формаций Дарфур.

В залегающих выше кайнозойских отложениях размыв отмечается в верхнем эоцене - олигоцене. Это несогласие фиксируется в бассейне Муджлад и обоих суббассейнах Мелут и, таким образом, может быть выделено как региональное синхронное. К этому же стратиграфическому интервалу приурочены два пласта базальта, отмечающие тектоническую активность в регионе.

Исходя из полученной информации, в составе осадочных толщ южносуданских бассейнов могут быть выделены пять литолого-стратиграфических комплексов (циклитов): юрский, нижнемсловой (неоком-нижнеальбекий), верхнемеловой (верхнеальбский-кампанский), палеогеновый (палеоцен-олигоценовый) и неоген-современный. Начиная с верхнемелового циклита, бассейны осадконакопления постепенно расширяются, захватывая межрифтовые пространства.

1.2. Тектоника. Южносуданские осадочные бассейны приурочены к крупной системе рифтов, формирование которой произошло в Северной Африке в мезозое- кайнозое. Северо-Африканский рифтовый пояс образовался в пределах Африканско-Аравийской докембрийской платформы как реакция на грандиозный раскол Гондваны, в ходе которого произошло раскрытие Атлантического и Индийского океанов. В восточном секторе этого пояса предположительно в юрское время заложилась серия первичных грабенов, ориентированных в сз-юв направлении. В дальнейшем на их месте возникли рифты Муджлад, Мелут, Голубого Нила и др. По мнению авторов работы (Долгинов, Фарах, 2008) рифты сформировались в пределах гранулитовых поясов, образующих шовные зоны между кратонизированными блоками фундамента.

Современные структурные характеристики бассейнов Муджлад, Мелут и Голубого Нила во многом совпадают. Все бассейны сформировались в условиях растяжения земной коры, общей чертой их строения является образование системы бортовых сбросов, вдоль которых призмы осадочных пород опущены к осевой части прогиба. Все бассейны разбиты густой сетью сбросов и взбросов, формирующих системы горстов и грабенов. Горст-антиклинали имеют чёткое кулисообразное расположение. Крупные грабены приняты здесь выделять в ранге суббассейнов.

Для южносуданских бассейнов характерны изгибы плоскостей нарушений, вызванные латеральными смещениями блоков фундамента. Для центральных, наиболее погруженных частей бассейнов, характерны листрические разломы, затухающие в подошвенных преимущественно глинистых толщах и в фундаменте.

Анализ материалов показывает, что формирование разломов происходило в разное время. Часть разломов, рассекающих осадочные толщи, затухают в формации Бентию, часть - в палеогеновых отложениях. В строении миоцен-четвертичного чехла разломы проявляются редко.

1.3. История геологического развития. По мнению почти всех геологов южносуданские НГБ относятся к рифтам сквозного развития. Иными словами, с юры до современного этапа осадкообразование происходило по сценарию последовательно затухающего рифтогенеза. В публикациях приводится описание пяти фаз тектонического развития бассейнов: предрифтовая, три рифтовые и фаза неглубокого прогибания (sag phase) [Schull,1988].

Предрифтовая фаза включает в себя интервал развития региона после конца Панафриканской орогешш (550±100 млн.лет) до поздней юры (155±0.7 млн.лет) в режиме консолидированной платформы. В истории рифтогенеза могут быть выделены три периода, различающихся по скоростям и характеру осадконакопления [Browne and Fairhead, 1983]. Наибольшими скоростями прогибания характеризуются начальные этапы рифтогенеза (юра - ранний мел) -от 85 до 100 м/млн. лет. В это время происходило накопление значительных по толщине глинистых формаций, материалом для которых послужили продукты длительного (около 400 млн.лет) выветривания минералов на поверхности Земли. В Судане неизвестны проявления вулканизма, связанные с ранней фазой рифтогенеза. Верхним элементом начального рифтогенного цикла принято считать верхнеальбекую - сеноманскую песчаниковую формацию Бентию, однако, как мы указывали выше, формацию Бентию следует относить уже к следующему седиментационному циклу, образующему группу Дарфур.

Вторая фаза рифтогенеза, по версии Browne and Fairhead, охватывает период с турона по поздний сенон, в течение которого происходило формирование группы Дарфур. Отложения второго цикла представлены озёрными, прибрежными и речными глинами, алевролитами и песчаниками. Скорость осадконакопления в это время снизилась втрое - до 27-38 м/млн.лет. Эта фаза сопровождалась слабым проявлением магматической деятельности. В скважинах северо-западной части бассейна Муджлад изверженные породы представлены 91-метровой толщей долеритового силла, имеющего возраст 82±8 млн.лет, и сенонскими андезитовыми туфами в центральной части бассейна Мслут, возраст которых составляет приблизительно 90 млн.лет. Стратиграфическим ограничением второго осадочного цикла является подошва палеоценовой песчаниковой формации Амаль и её возрастного аналога в бассейне Мелут - формации Ял.

Установлено, что отложения группы Дарфур распространяются за пределы собственно рифтовых впадин и, следовательно, характеризуют уже не рифтовую, а синеклизную фазу развития южносуданских прогибов.

Третий осадочный цикл включает нижнюю часть группы Кордофан (формации Амаль, Нейил и Тенди). Стратиграфически он охватывает интервал от палеоцена до середины миоцена. В составе осадков по-прежнему преобладают озёрные и речные отложения, скорость накопления которых снизилась до приблизительно 20 м/млн.лет. Судя по сейсмическим данным, комплекс пород

этого цикла довольно часто осложнён разломами. Отложения этого цикла широко распространены на межрифтовых поднятиях.

В середине миоцена регион вошел в фазу неглубокого погружения с характерным отсутствием или слабым проявлением разломной тектоники. Миоцен- четвертичные отложения пользуются широким распространением, маскируя все более древние образования, за исключением джебелов и горных возвышенностей. Редкие обнажения вулканических пород отмечены в юго-восточной части бассейна Муджлад. Определения абсолютного возраста дали значения 5.6±0.6 и 2.7±0.8 млн.лет (плиоцен-четвертичное время). По своему содержанию четвёртая фаза геологического развития бассейнов Южного Судана полностью соответствует платформенному этапу становления региона.

Таким образом, в истории геологического развития прогибов, на наш взгляд, следует выделять:

собственно рифтовый этап, включающий образование формаций Шараф и Абу Джабра (возможно, и более древние образования) и завершающийся региональным воздыманием в конце альба;

синеклизный этап (сеноман-миоцен), в течение которого происходило накопление осадков формаций Бентию, Арадейба, Загра, Газал, Барака, Амаль, Нейил и Тенди в бассейне Муджлад и формаций Мелут, Ял и Адар в бассейне Мелут;

платформенный этап (миоцен-голоцен), в течение которого происходило накопление осадков формаций Адок и Зераф в бассейне Муджлад и формаций Джимини, Миадол, Дата и Агор в бассейне Мелут.

Переход от сипеклизного этапа к платформенному в Южном Судане осуществляется постепенно, в интервале от олигоцепа до миоцена, местами без существенного размыва.

Подъём региона на разных участках и на разных рубежах эпох осуществлялся с разной скоростью и интенсивностью. В районе скв.Хеглиг-2 на рубеже рифтового и синеклизного этапов произошло кратковременное воздымание амплитудой около 200 м, на рубеже формирования групп Дарфур и Кордофан амплитуда размыва составила около 500 м, а в конце третьей фазы осадконакопления - около 700 м. Те же самые события в скв. Канга-1 имеют величины 350,200 и 600 м.

Высокие скорости отложения осадков обусловили быстрое вхождение нефтематеринеких пород в главную зону нефтеобразования («oil window»). Так, в районе поднятия Хеглиг нефтепроизводящие отложения формации Шараф вошли в ГЗН (R°=0.5%) в раннем валанжине, а формации Абу Джабра - в альбе. Выход из ГЗН (R°=1.3%) формации Шараф на площади Хеглиг произошло в позднем сантоне, тогда как формация Абу Джабра до сих пор находится в условиях ГЗН.

1.4. Нефтеносность бассейнов Южного Судана. Все рассмотренные осадочные бассейны Южного Судана содержат только нефть, поэтому их следует называть нефтеносными бассейнами (НБ). Однако, учитывая

консерватизм определений, во избежание непонимания, мы вынуждены использовать общепринятый термин - нефтегазоносный бассейн (НГБ).

Среди всех южносуданских бассейнов промышленную нефть содержат только бассейны Муджлад и Мелут. В бассейне Муджлад открыты 11 месторождений (Хеглиг, Юнити, Абу Джабра, Кайканг, Барки, Тома Южный, Хамра, Канга, Тхар Яхр, Лалоба и Рибан), в бассейне Мелут - 2 месторождения (Адар и Ял). Все продуктивные горизонты располагаются в песчаниках верхнего мела и палеоцена на глубинах 1500-2700 м.

Наибольшую промышленную ценность представляют месторождения Юнити и Хеглиг (НГБ Муджлад). На месторождении Юнити основные продуктивные горизонты - верхнемеловые песчаники формаций Бентию и Газал. Ловушки - пластовые сводовые с элементами тектонического экранирования. Продуктивны 10 из 11 песчаных горизонтов. Максимальные притоки нефти -417 т/сут (Юнити-5). Компания Chevron оценивала геологические запасы месторождения Юнити в 85 млн.т, извлекаемые (с применением закачки воды) -21 млн.т.

В районе месторождения Хеглиг компания Chevron пробурила 17 скважин. Помимо основного месторождения Хеглиг были выявлены ещё 6 более мелких -Барки, Тома, Хамра, Канга, Лалоба и Рибан. Основные продуктивные горизонты приурочены к формации Бентию (интервал 1675-2135 м), одна залежь встречена в формации Газал. Ловушки пластовые сводовые с элементами тектонического экранирования. Пористость песчаников высокая - 25-30%. Дебиты составляют до 335 т/сут нефти плотностью 845-882 кг/м3. Суммарные геологические запасы этих месторождений оценены в 77 млн.т (в том числе месторождения Хеглиг -50 млн.т), извлекаемые - 15 млн.т. На месторождении Юнити первоначальная добыча нефти составляла 3475 т/сут (19 скважин), на месторождении Хеглиг -2085 т/сут (17 скважин). Плотность нефти изменялась от 810 до 878 кг/м3.

В НГБ Мелут нефтяное месторождение Адар было открыто компанией Chevron в 1981г. Продуктивны палеоценовые песчаники формации Ял. Поднятие Ял находится к юго-востоку от структуры Адар, оно было открыто в 1992 г. Геологические запасы этих месторождений составляют по 3 млн.т.

В общем плане суданские нефти имеют среднюю и повышенную плотность. Нефти с высокой (свыше 900 кг/м3) плотностью крайне редки и, вероятно, являются биодеградированными. Отсутствуют очень лёгкие нефти и газоконденсаты. Нефти вязкие, температура застывания составляет 27-30 °С. Нефти характеризуются очень высоким содержанием смол (Хеглиг - 30% вес., Юнити - до 16% вес.) и очень низким содержанием асфальтенов (Хеглиг - около 0.05% вес., Юнити - около 0.1% вес). В нефтях содержится очень мало золы (не более 0.02% вес.) и серы (0.05% вес.). Отмечается очень низкое содержание никеля (5-8 ррш) и ванадия (< 1.0 ррт).

Приведенные данные свидетельствую о том, что южносуданские нафтиды представлены только одним классом - нефтями, причём очень специфического состава. Вызывает озабоченность отсутствие газа, хотя в составе производящей органики много арконового керогена. Для объяснения наблюдаемого феномена мы попытались использовать основные положения геофлюидодинамической

концепции нефте- и газообразования, развиваемой на кафедре месторождений полезных ископаемых и их разведки РУДН.

В диссертационной работе подробно рассматриваются положения осадочно-миграциониой теории нефте- и газообразования, по Н.Б.Вассоевичу. Важно отметить, что генерация нефти всегда происходит на молекулярном уровне, облегчающем растворение микронефти (мН) в норовой воде или газе. Мы полагаем, что предпочтительной формой миграции мН является водонефтяной поток, переносящий мН из генерационной толщи в ловушку, где происходит выделение растворённых молекул м11 в свободную фазу, аккумуляция молекул мН, их слинание (коалесценция) и образование обособленной гидрофобной фазы - собственно нефти. Исходя из природных характеристик, нефтью следует считать минеральную горючую жидкость, представляющую собой взаимный раствор углеводородов (УВ) и неуглеводородов (ие-УВ). Кроме нефти в природе нет других природных горючих минеральных жидкостей.

В южносуданских прогибах обнаружены исключительно нефтяные месторождения, газовые и газокондепсатные залежи нигде не вскрыты. Формирование месторождений фазоворазличных нафтидов относится к числу сложных и нерешённых проблем. В работе изложены история становления проблемы и новые представления о закономерностях формирования залежей фазоворазличных нафтидов. Эти представления реализованы в виде схемы вертикальной зональности нафтидогенеза, предложенной в 2003 г. профессором РУДН Е.И.Тараненко. Основу схемы составляют положения о том, что нефть образуется в конце миграционного потока и что нефтеобразующий миграционный поток формируется при гидравлическом раскрытии генерационных очагов в результате регионального воздымания и снижения пластовых давлений. Вид нафтида определяется градацией катагенеза керогеца на момент раскрытия недр. Очевидно, что вертикальная зональность распределения залежей нафтидов различного фазового состояния - это результат генерации либо нефти, либо газа, либо газоконденсата и последующей эвакуации их при раскрытии очагов генерации. В полном соответствии с формированием глубинных зон преимущественной генерации того или иного нафтида находится факт преимущественной площадной нефте- или газоносности НГБ. Эта ситуация наблюдается во многих регионах.

В схеме участвуют шесть генерационных зон (сверху вниз): зона биогенного метанообразования в диагенезе, зона низкотемпературного термокаталитического газообразования, верхняя зона конденсатообразования, главная зона нефтеобразования (ГЗН), нижняя зона конденсатообразования, зона высокотемпературного термолитического метанообразования.

Многочисленные геохимические исследования свидетельствуют о том, что на ранних градациях мёзокатагенеза формируется тяжёлая смолисто-асфальтеновая нефть, на средних - утяжелённая и средняя по плотности нефть, на поздних - лёгкая парафинистая нефть.

В диссертационной работе рассматривается достаточно простая концепция раздельной генерации нефти и газа. В основе этой концепции лежит

представление о принципиальном различии химических процессов в открытых и закрытых системах. Известно, что синтез сложных молекул легче осуществляется в реакторах высокого давления (в закрытых системах), тогда как для образования газо- или парообразных продуктов следует применять реакторы низкого давления (в открытых системах).

Применительно к процессам нафтидогенеза следует различать преобразования керогена в открытых и закрытых природных генерационных системах. Открытая система формируется в недрах НГБ при отсутствии эффективных флюидоупоров, тогда как для образования закрытой системы необходимо наличие хотя бы одной региональной изолирующей толщи.

В открытых, т.е. гидравлически свободных производящих толщах с пластовыми давлениями, близкими к гидростатическим, будет происходить генерация газа, однако условия его сохранности будут весьма неблагоприятными. В закрытых очагах преобразования керогена будет преимущественно осуществляться синтез микронефти, однако возможности её эвакуации будут весьма ограничены.

Все НГБ реализуются в рамках модели раскрытого генерационного очага, который на этапах прогибания «работает» как закрытая система, а ка этапах воздымания и гидравлического раскрытия недр - как открытая система. В ходе погружения производящей толщи происходит, в соответствии с градацией катагенеза, генерация того или иного нафтида, а в ходе воздымания - его эвакуация и формирование первичных залежей.

' Проделанный нами геофлюидодинамический анализ нефтеобразования в бассейне Муджлад показал, что низы основной нефтепроизводящей формации Абу Джабра вошли в ГЗН в начале позднего мела. Таким образом, слабое воздымание и частичное раскрытие бассейна в конце образования формации Абу Джабра не оказало никакого влияния на генерацию нефти. Наиболее значительные тектонические подвижки, образование разломов и частичное раскрытие глубинных водонапорных комплексов имели место в раннем палеогене. До этого этапа глинистые породы формации Абу Джабра более 35 млн.лет находились в условиях ГЗН, развивались по модели гидравлически закрытой модели и генерировали дисперсно рассеянную по породе микронефть. Мы полагаем, что только после раскрытия в палеоцене генерационных очагов началось формирование элизионных потоков и образование нефтяных месторождений на путях миграции мН.

Судя по отсутствию лёгких нефтей и газоконденсатов, формация Абу Джабра к началу палеоцена находилась в верхней половине ГЗН. Приблизительно такое же положение занимает формация Абу Джабра в настоящее время на поднятиях в центральной части бассейна Муджлад. Похоже, что в наиболее погруженных частях НГБ формация Абу Джабра не входила в условия главной фазы газообразования. Кроме того преимущественно сапропелевый состав керогена этой формации затруднял развитие процессов газообразования. Предложенную нами модель нафтидогенеза можно рассматривать как первую попытку решения проблемы исключительной нефтеносности южпосуданских бассейнов.

2. Состав и степень преобразования керогена в осадках НГБ Южного

Судана

В основе оценки перспектив нефтегазоносности слабо изученных НГБ, прежде всего, лежит анализ генетического состава керогена и степени его преобразования. Для НГБ Южного Судана эти исследования были произведены нами по результатам изучения в Robertson Grupp 183 образцов горных пород (шлама и керна) из 9 скважин с целью определения мацерального (генетического) состава керогена и 274 образцов - на определение показателя отражения витринита. На основании этих данных нами были построены 9 комплексных разрезов, содержащих литолого-страгиграфическую информацию и сведения о составе и степени катагенеза керогена, большинство из которых относится к бассейну Муджлад.

2.1. Сведения о генетическом составе керогена. Информация о генетическом составе керогена была предоставлена нам в виде результатов визуального просмотра образцов горных пород под оптическим микроскопом. Дополнительные сведения были получены нами при обработке данных термолитической газовой хроматографии (Rock-Eval).

В Судане генетический состав керогена описывается местными геологами по содержанию трёх ipynn минерализованного органического вещества: сапропелита, витринита и инертинита. Согласно обычной номенклатуре, принятой в американской и западноевропейской систематике типов керогена, рассеянное ископаемое OB делится на два типа - сапропелевое и гумусовое. Более корректными являются классификации Ван-Кревелена и Н.Б.Вассоевича, основанные на данных о химическом составе керогена.

Сапропелевая (алиновая, по Н.Б.Вассоевичу) органика, наследующая биоструктуры типа жиров (липидов), органических кислот, смол и восков, харакгеризуется высоким содержанием алкановых и циклометиленовых УВ соединений. По классификации Ван-Кревелена ей соответствует кероген 1-го типа (в случае преобладания альгинита) или кероген 11-го типа (в случае преобладания лейптинита). Сапропелевое OB отличается высоким отношением водорода к углероду: Пат/Сет колеблется от 1.3 до 1.7. Сапропелита являются главными генераторами нефти.

Гумусовый (арконовый, по Н.Б.Вассоевичу) кероген образован продуктами глубокого преобразования тканей наземной растительности - лигнина и целлюлозы. В этих биокомплексах изначально много ароматических структур, вследствие чего отношение Н31/Сат ~ 0.9. Содержание водорода в гумусовом керогене слишком мало для образования нефти, однако наличие в составе лигнина в больших количествах метоксильных групп Н3С-0- позволяет гумусовому керогену генерировать значительные объёмы метана. Континентальные угленосные формации являются основньми газообразующими отложениями планеты. Основным мацералом гумусового ископаемого OB является витринит - продукт глубокого разложения (до состояния геля) остатков высших растений.

Особую группу керогена гумусового типа образует инертинит, переотложенный сильно окисленный органический материал, который входил в состав керогена более древних отложений. Кроме того к инертиниту относят древесный уголь, образованный в результате лесных пожаров, сильно уплотнённую окисленную или переработанную грибками древесину. Инертинит характеризуется очень низкими отношениями Нет к С„ и высокими значениями Оэт к Сат. Инертинит обладает практически нулевым генерационным УВ потенциалом. По классификации Ван-Кревелена он относится к IV типу керогена. Содержание инертинита в осадках НГБ Южного Судана необычайно высоко, в некоторых образцах оно достигает 90%.

Таким образом, в осадках НГБ Южного Судана сапропелевый кероген является эквивалентом керогена I и II типов, витринитовый кероген - керогена III типа, инертинитовый кероген — керогена IV типа.

2.2. Состав керогена и степень его преобразования в НГБ Муджлад. В разделе 2.2. приводится детальное описание распределения по разрезам пяти скважин мацералыюго состава керогена, содержания общего органического углерода и показателя отражательной способности витринита (R0). Первые два показателя иолучили чёткую зависимость от литологического состава пород, третий - от глубины залегания формаций. В частности, глинистые отложения, как правило, характеризуются сапропелевым составом керогена и высоким (до 4%) содержанием общего органического углерода (total organic carbon -TOC). Грубозернистые разности пород содержат витринитовую и инертинитовую органику с низкими значения,ми TOC.

Установлено, что кероген формации Абу Джабра характеризуется преимущественно сапропелевым составом, причём в скв. Абу Джабра толщина чисто сапропелевой глинистой липзы составляет около 1300 м. В этой скважине кровля ГЗН, определённая по значению (R°=0.5%),проводится на глубине 2960м. Граница MKi/MK2 отбивается на глубине -3900 м. Таким образом, основная часть нефтепроизводящей формации Абу Джабра находится на начальном этапе ГФН.

В других изученных нами скважинах наблюдаются близкие значения и распределения показателей и характеристик.

2.3. Состав керогена и степень его преобразования в НГБ Мелут и Голубой Нил. По данным изучения отложений, пройденных скв. Адар (НГБ Мелут), верхние 1700 м (палеоген-неоген) представлены преимущественно грубозернистыми осадками с низким содержанием TOC (<0.5%) и низкой степенью катагенеза (R°<0.3%). В интервале 1700-4540м (забой) залегает преимущественно песчаниковая формация Мелут (кампан - Маастрихт), кероген которой практически не содержит сапропелевой компоненты. Содержание инертинита меняется от 70-80% в верхней части формации до 50% - в нижней. Содержание TOC постепенно увеличивается к забою от 0.5 до 2.5%. Кровля ГЗН условно принята на глубине 2650 м. Нижнемеловые возможно нефтематеринские отложения скважиной Адар не вскрыты. Однако открытие нефтяных залежей на площадях Адар и Ял позволяет предполагать наличие этих отложений на больших, свыше 4540 м, глубинах.

В НГБ Голубой Нил наибольший интерес вызывают барремские песчано-глинистые отложения формации Диндер (толщина около 2250 м) и титонская глинисто-галитовая формация Голубой Нил (вскрытая толщина 840 м). В изученных образцах керогена основная часть представлена витринитом, его содержание изменяется от 90% в верхней части формации Диндер до 10% в подсолевой части формации Голубой Нил. Содержание инертинита оставляет около 10% в верхней части формации Диндер, местами увеличиваясь до 40% в подстилающих отложениях. Сапропелит встречен только в низах формации Диндер и в самой верхней части формации Голубой Нил. Его содержание увеличивается сверху вниз от 10 до 80%.

В соответствии с распределением в разрезе сапропелита находится содержание в породах TOC. Ниже 2500 м содержание TOC, как правило, выше 1%, достигая в низах формации Диндер и в верхах формации Голубой Нил значений 3.5-5.0%. По данным рефлексометрии витринита кровля ГЗН проводится на глубине » 2000 м. Степень катагенеза в нижней части формации Диндер достигает градации МК3, тогда как в юрских отложениях катагенез резко увеличивается до градации МК5. Таким образом, в НГБ Голубой Нил в качестве нефтематеринской толщи может быть принята нижняя половина формации Диндер, которая как по составу и содержанию керогена, та и по степени его катагенеза отвечает условиям генерации нефти. Юрские отложения вошли в нижнюю зону газообразования. Для поисков залежей газа может быть рекомендован подсолевой комплекс пород.

2.4. Положение ГЗН в нефтегазоносных бассейнах Южного Судана по данным рефлексометрии витринита. Проведенные нами исследования позволили уточнить положение кровли ГЗН в южносуданских бассейнах. В НГБ Муджлад глубина кровли ГЗН колеблется от 2150 м в скв.Барака до 2960 м в скв. Лбу Джабра, в НГБ Мелут она фиксируется на глубине 2550 м, в НГБ Голубой Нил - на глубине 2000 м. В большинстве случаев кровля ГЗН находится в пределах формации Абу Джабра, которая, таким образом, располагается в верхней части ГЗН.

В разделе 2.4. обсуждаются причины залегания на разных глубинах кровли ГЗН в различных НГБ и разных частях НГБ. Основным фактором этой ситуации мы считаем разноамплитудные подвижки тектонических блоков на постинверсионных этапах развития бассейнов, обусловившие их эрозию на разные глубины. Всего таких этапов было три, причём наиболее интенсивным был преднеогеновый, когда было смыто 500-1000 м осадков.

Кроме того в разделе 2.4. высказываются предположения о причинах появления «выскакивающих» значений R0, не укладывающихся в простую зависимость R0 от глубины. Большинство аномальных значений R0 связано с инертинитом и объясняется, возможно, трудностями анализа таких образцов керогена.

3. Условия преобразования керогена в меловых отложениях южносуданских НГБ по данным термолитичсской газовой хроматографии

Значительную часть геохимических исследований по теме диссертации составила обработка термолигических данных, выполненных на аппаратуре Рок-Эвал (РЭ) в модификации РЭ-2. В наше распоряжение были представлены аналитические сведения по 307 образцам пород (керн и шлам), взятых из 9 скважин. Эти данные были обработаны по стандартным методикам, предложенными французскими разработчиками метода. Существенным дополнением к этим исследованиям послужили параллельные определения степени катагенеза керогена но отражательной способности витринита. В совокупности эти два метода дали принципиально новую информацию об условиях катагенеза керогена в НГБ Южного Судана.

3.1. Методические основы исследований керогена термолитическим методом. Термолитический метод был разработан как лабораторная версия природного катагенеза ОВ, находящегося в осадочных горных породах. Предполагая известную аналогию между лабораторным (искусственным) и природным созреванием углей, горючих сланцев и керогена, исследователи по составу и количеству продуктов термолиза определяли особенности и закономерности преобразования ОВ в ходе его прогрессивного катагенеза. С этой целью были сконструированы различные установки, где образцы горных пород плавно или ступенчато нагревались до 600°С, а выделявшиеся при этом летучие вещества анализировались с помощью газового хроматографа. Результаты хроматографии служили основанием для заключения о составе (типе) керогена и степени его преобразования. Основными графическими приложениями служат графики Тиссо-Эспиталье в координатах HI-f(T°MaKc) и HI=f(OI).

В разделе 3.1. приводятся сведения по истории развития и современное состояние тсрмолитического метода, методические основы анализа на установке РЭ-2 и стандартные приёмы интерпретации полученных данных. Описание методов интерпретации сопровождается анализом положительных и отрицательных сторон термолитического метода.

3.2. Результаты комплексного геохимического изучения меловых пород Южного Судана. В разделе 3.2. изложены материалы совместного изучения осадочных пород (в основном формации Абу Джабра) с помощью аппаратуры Рок-Эвал и витринитовой рефлексометрии. Изучение условий преобразования керогена в рифтовых прогибах Южного Судана осуществлялось с помощью графиков Тиссо-Эспиталье (в координатах Н1-Т°макс), на которых каждая фигуративная точка получала также соответствующее значение показателя отражательной способности витринита. Ранее такие детальные исследования не производились.

По рекомендации авторов метода Б.Тиссо и Ж.Эспиталье во всём мире принято считать, что до Т°Макс =430°С выделяется «зона незрелого керогена», в интервале температур 430-465°С - «нефтяное окно» (oil window), а при температурах свыше 465°С - «газовая зона». В русскоязычной литературе смысловым аналогом «нефтяного окна» является термин «главная зона нефтеобразования». Определение ГЗН по температурной шкале производилось путём корреляции Т°мако со значениями R° витринита. Представители разных

школ определяют границы ГЗН разными значениями R0. Американские исследователи принимают OW в рамках R°=0.6-1.3%, французские - 0.5-1.3%. В наших исследованиях принята французская схема.

В НГБ Муджлад наиболее благоприятным составом керогена обладает формация Абу Джабра, вскрытая скважинами в центральной части бассейна. В скв. Абу Джабра отложения характеризуется высокими значениями водородного индекса (до 995 мгУВ/г TOC) и относительно низкими значениями кислородного индекса, в основном менее 200 мг СОУг TOC, что в сочетании с высоким содержанием ОВ (TOC до 4.35%) определяет высокий потенциал формации. Кероген относится к 1-му типу. Практически все исследованные образцы из этой формации находятся в ГЗН.

Сходный состав керогена формации Абу Джабра наблюдается в скв. Ракуба, расположенной в северо-западной части НГБ Муджлад. Более низкими качествами характеризуется кероген формации Абу Джабра в скважинах Шараф и Абу Суфьян. Очень низкие генерационные показатели отмечены в скв. Барака и Канга (НГБ Муджлад), а также в скв. Адар (НГБ Мелут) и Диндер (НГБ Голубой Нил).

Наличие относительно большого числа определений R0 позволил достаточно детально оценить степень катагенеза керогена по каждой исследованной скважине. Более или менее уверенно определились поля типов керогена и границы градаций катагенеза. При этом наряду с известными закономерностями выявился ряд аномальных явлений.

3.3. Особенности преобразования керогена меловых пород в 11ГБ Южного Судана. Основным результирующим графиком, применяемым при интерпретации данных Рок-Эвал, является график Тиссо-Эспиталье в координатах Н1- Т°и.ис. Он построен с использованием многочисленных анализов всех типов керогена, отобранных в семи НГБ разных регионов Земного шара. Интегральный характер графика позволил его авторам представить интервал Т°мшсс < 430°С в качестве зоны «незрелого керогена», интервал 430- 465°С отождествить с «нефтяным окном» (ГФН), а интервал Т°мгк>465°С отнести к газовой зоне.

Первые «низкотемпературные» образцы керогена определяются при Т°Мак<; ~ 420°С. Именно при этой температуре в керогене начинаются ощутимые процессы перестройки, ведущие к образованию углеводородных структур, слабо связанных с керогеном и способных выделиться в свободную фазу при термолизе. Реализация этой способности, вероятно, наступает позже, при 430°С, когда мН начинает в массовом порядке отделяться от керогеновой сетки. Генерация мН заканчивается при TuMaiiCs 460°С. На графике этот этап отражается резким сокращением числа фигуративных точек, особенно для керогена I и Н-го типов.

Таким образом, «нефтяное окно» в действительности фиксирует способность керогена генерировать мН, но не позволяет судить о реальном образовании свободной мН и, тем более, об эмиграции нефти.

По сравнению с интегральным графиком Тиссо-Эспиталье построенные нами графики по конкретным скважинам Южного Судана имеют существенные

отличия. При этом мы условились доверять первичным анализам и делать выводы в соответствии с имеющимися фактами.

Во-первых, начало ГЗН, определяемое изоресплендой 11о=0.5%, не совпадает со стандартным значением. В двух скважинах (Абу Джабра и Абу Суфьян) она проводится на уровне 440°С, в трёх скважинах она завышена (Барака - 442°С, Канга - 444°С, Шараф - 445°С), в одной скважине - занижена (Ракуба - 426°С). Нижний предел «нефтяного окно» в скважинах Абу Джабра и Шараф определяется температурой 450°С, в остальных скважина она либо занижена на 3-5°, либо завышена (Канга - 457°С).

Если принять интервал 440-450°С за определённые термолитическим методом границы, то стандартный размер «нефтяного окна» в НГБ Муджлад составляет всего 10±5°С. Это «окно» значительно меньше, чем на интегральном графике, и его размер говорит о том, что деструкция керогена происходит очень быстро, при прогреве всего па 10-150С. К сожалению, невозможно определить, насколько лабораторный «катагенез» соответствует природному.

Вторым аномальным эффектом, выявленным нами при построении графиков, является различие скоростей генерационных процессов при катагенезе керогена разных типов. Анализ графиков показал, что термолиз керогена Ш-го типа требует меньше тепла, чем кероген П-го и особенно 1-го типа. В ходе катагенеза сначала будут реагировать циклические структуры, а затем -цепочечные. Особенно чётко этот феномен выявился па графике по скв.Шараф.

Заключение

В «Заключении» приведена результирующая информация, суммирующая те новые положения, которые были получены при написании диссертационной работы. В теоретическом плане большой интерес вызывают новые сведения о деталях катагенеза керогена, полученные с помощью аппаратуры Рок-Эвал, а также результаты геофлюидодинамического анализа, позволяющие объяснить особенности фазового состава выявленных нафтидов. В практическом плане наметились определённые перспективы газоносности глубоко погруженных отложений и нефтеносности бортовых частей депоцентров (суббассейнов).

Публикации:

1. Новая интерпретация тектонического развития мезозойско-кайнозойских осадочных бассейнов Муджлад и Мелут Южного Судана.//Вестник РУДН. Сер. Инженерные исследования. - М.: РУДН, 2008, №1. - С.20-23. (Соавторы Е.А.Долгинов).

2. Некоторые особенности тектонического положения и развития мезозойско-кайнозойского осадочного бассейна Муджлад Южного Судана. //Изв. ВУЗов. Геол.и разв., 2008, № З.-С. 9-13. (Соавтор Е.А.Долгинов).

3. Современные аспекты вертикальной зональности нафтидогенеза. //Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - М.: ВНИИОЭНГ, 2008, № 9. -С.4-10. (Соавторы Е.И.Тараненко, Ю.А.Герасимов).

4. Проблема формирования газоконденсатных систем. //Вестник РУДН. Сер. Инженерные исследования. - М.: РУДН, 2008, № 1. -С.96-103. (Соавторы Е.И.Тараненко, Ю.А.Герасимов).

Отпечатано в типографии ООО «ОРГСЕРВИС 2000» г. Москва ул. Орджоникидзе дом 3 Заказ №3014 Тираж 100 штук

Содержание диссертации, кандидата геолого-минералогических наук, Фарах Салех Фарах

ВВЕДЕНИЕ.;.

1. КРАТКИЙ ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ ОЧЕРК.

1.1. Стратиграфия.

1.1.1. Стратиграфия осадочного выполнения бассейна Муджлад.

1.1.2. Стратиграфия осадочного выполнения бассейна Мелут.

1.1.3. Стратиграфия осадочного выполнения бассейна Голубой Нил.

1.1.4. Корреляции разрезов.

1.2.Тектоник а.

1.3. История геологического развития.

1.4. Нефтеносность бассейнов Южного Судана.

1.4.1. Теоретические основы нефте- и газообразования.

1.4.1.1. История формирования представлений о вертикальной зональности нафтидогенеза.

1.4.1.2. Геофлюидодинамический фактор формирования вертикальной зональности нафтидогенеза.

1.4.1.3. Проект модифицированной схемы вертикальной зональности нафтидогенеза.

1.4.2. Особенности нефтеобразования и нефтеносности южносуданских рифтовых бассейнов.

2. СОСТАВ И СТЕПЕНЬ ПРЕОБРАЗОВАНИЯ КЕРОГЕНА В ОСАДКАХ

НГБЮЖНОГО СУДАНА.

2.1. Сведения о генетическом составе керогена.

2.2. Состав керогена и степень его преобразования в бассейне Муджлад.

2.3. Состав керогена и степень его преобразования в бассейнах Мелут и Голубой Нил.

2.4. Положение ГЗН в нефтеносных бассейнах Южного Судана по данным рефлексометрии витринита.

3. УСЛОВИЯ ПРЕОБРАЗОВНИЯ КЕРОГЕНА В МЕЛОВЫХ ОТЛОЖЕНИЯХ ЮЖНОСУДАНСКИХ НГБ ПО ДАННЫМ ПИРОЛИТИЧЕСКОЙ ГАЗОВОЙ ХРОМАТОГРАФИИ.

3.1. Методические основы исследований керогена термолитическим методом.

3.1.1. История развития и современное состояние термолитического метода.

3.1.2. Принципиальные основы термолиза керогена в модификации РЭ-2.

3.1.3. Интерпретация данных Рок-Эвал.

3.2. Результаты комплексного геохимического изучения меловых пород Южного Судана.

3.3. Особенности преобразования керогена меловых пород в НГБ Южного Судана.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Особенности геологического строения и условий нефтеобразования в нефтеносных бассейнах Южного Судана"

Нефть и газ составляют энергетическую основу многих стран, вследствие чего эти полезные ископаемые относятся к числу стратегических, определяющих экономическую независимость государств. Поиски месторождений нефти и газа стоят не первом месте в программах тех правительств, которые планируют проведение независимой политики.

Судан длительное время находился вне поля зрения ведущих нефтяных компаний из-за сложности его геологического строения. Значительная часть территории Судана покрыта слоем современных осадков, маскирующим глубинное строение страны. Расположение Судана в пределах древнего кристаллического массива и отсутствие геофизических исследований и глубокого бурения длительное время приводило геологов к неверному мнению о бесперспективности региона на нефть и газ. Недостаток средств, специального оборудования, и кадров также сдерживало проведение необходимых поисково-разведочных работ.

Положение коренным образом изменилось в середине 70-х годов прошлого столетия. В ноябре 1974 г. нефтяная компания Chevron Overseas Petroleum Inc. заключила соглашение с правительством Демократической Республики Судан о развёртывании нефтепоисковых работ на концессионных участках в Южном Судане. Такое же соглашение подписала англо-голландская компания Royal Dutch Shell. Компания Chevron контролировала 75% концессионных площадей, Shell -остальные 25%. В последующие 12 лет Chevron провела экстенсивные аэромагнитные и гравиметрические исследования, отстреляла 58000 км сейсмических профилей и пробурила 86 скважин общей глубиной 252750 м. Основные работы были проведены в пределах блоков Муджлад, Мелут и Голубой Нил. Первые нефтепроявления были получены в мае 1978 г. на площади Юнити в бассейне Муджлад, первые значимые притоки нефти были получены в 1980 г. в скв. Юнити-2. Обнадёживающие результаты были получены при бурении в бассейнах Мелут и Голубой Нил. В дальнейшем поисками нефти в Судане занимались различные национальные и иностранные нефтяные компании - Sun Oil, Petrodar и др.

Справедливости ради следует упомянуть, что первые нефтепоисковые начались разу же после освобождения страны от англо-египетского протектората. В 1959 г. итальянская компания AGIP начала глубокое бурение в прибрежных водах Красного моря, в результате которого была обнаружена небольшая газоконденсатная залежь в палеогеновых отложениях. К сожалению, AGIP не решилась проводить нефтепоисковые работы в континентальной части Судана. Поиски нефти в Судане были заморожены до 1975 г., и только в ноябре 1974 компания Chevron объявила о намерениях приступить к геофизическим и буровым работам в Южном и Центральном Судане.

Проведенные затем работы дали исследователям обширную информацию в виде различных баз данных, послуживших основой для написания многочисленных отчётов и различных публикаций. Наибольшую популярность приобрели отчёты Robertson Grupp под общим названием «Geology and Petroleum Potential of Sousern, Central and Eastern Sudan», которые были использованы многими авторами. Наши исследования также в значительной мере проведены с использованием этих отчётов. Это относится, прежде всего, к данным по изучению генетического состава керогена, степени его преобразования и термолитического анализа керогена (Rock-Eval).

Анализ публикаций показывает, что обобщение сведений по этим видам исследований проведено не в полной мере и что имеется немало возможностей для получения новой информации. В нашей работе мы постарались с новых позиций осветить строение южносуданских рифтовых бассейнов, состав нефтепроизводящих отложений и состояние нефтегенерационных процессов в изучаемых НГБ.

В своей работе я пользовался ценными указаниями и советами своих научных руководителей проф. д.г.-м.н Е.А.Долгинова и проф. к.г.-м.н.

Е.И.Тараненко, которым я приношу искренние и сердечные благодарности. Их знания существенно обогатили мой научный багаж, подняли меня на новую высоту профессионального образования и подготовили к будущей практической деятельности. Выражаю также благодарность проф. Н.Н.Трофимову, доц. М.Ю.Хакимову и доц. С.М.Кропачеву за помощь, оказанную мне при подготовке и защите диссертации.

Заключение Диссертация по теме "Геология, поиски и разведка горючих ископаемых", Фарах Салех Фарах

Заключение

Проведенные исследования позволили сформулировать новые представления о геологическом строении и особенностях нефтеобразования в рифтовых бассейнах Южного Судана. Эти представления ранее не рассматривались в печати.

1. Анализ истории геологического развития показывает, что южносуданские мезозойско-кайнозойские осадочные бассейны сформировались в пределах гранулитовых поясов, разделяющих крупные кратонизированные участки архейского фундамента. Обладая большей пластичностью и подвижностью, гранулитовые пояса подверглись мощной деструкции в эпоху распада Гондваны, в ходе которого произошло образование в Южном и Центральном Судане системы глубоких рифтов, развившихся в осадочные бассейны.

2. Мы полагаем, что образование массивных песчаников, слагающих в бассейне Муджлад формации Бентию и Амаль, происходило после регионального воздымания и обновления рельефа. Иными словами, каждая из этих формаций образует начальный элемент трансгрессивного цикла: формация Бентию - группы формаций Дарфур, формация Амаль — группы формаций Кордофан. Таким образом, стратиграфическая схема бассейна Муджлад приобретает более корректное содержание.

3. Эволюция осадочных бассейнов происходила с постепенным уменьшением скорости и расширением площади осадконакопления. Осадочное выполнение бассейна Муджлад было сформировано четырьмя циклами осадконакопления. Распространение осадков в бассейне Муджлад показывает, что собственно рифтовым можно назвать только юрско-нижнемеловой этап осадконакопления. Два вышележащих циклита распространяются за пределы рифта и имеют переходные черты строения от рифта к платформе. Это позволяет выделить их как квазиплатформенный циклит (группа Дарфур плюс формация Бентию) и ортоплатформенный циклит (низы группы Кордофан). Завершается разрез типично платформенным чехлом осадков формаций Адок и Зераф (верхи группы Кордофан) в бассейне Муджлад и одновозрастных формаций Джимиди, Миадол, Дага и Агор в бассейне Мелут.

4. Образование осадочных толщ бассейнов Муджлад, Мелут и Голубой Нил происходило по единому сценарию, осложнённому местными флуктуациями. С той или иной достоверностью в бассейнах могут быть выделены реперные размывы на рубеже нижнего и верхнего альба, на рубеже мела и палеогена и в конце палеогена.

5. Основными нефтепроизводящими отложениями в бассейне Муджлад являются нижнемеловые глинистые озёрные отложения формаций Шараф и Абу

162

Джабра, обогащённые сапропелевой органикой. Содержание ОВ в этих отложениях и толщины формаций возрастают к наиболее прогнутым частям депоцентров, вследствие чего перспективы нефтеносности осевой части бассейна выше, чем бортовых и центриклинальных.

6. Материалы витринитовой рефлексометрии и построения графиков прогрева показывают, что на большей части бассейна Муджлад нижнемеловые продуцирующие отложения вошли в главную зону нефтеобразования и, таким образом, реализовали свой генерационный потенциал.

7. Судя по данным термолитической газовой хроматографии, в разных частях бассейнов нефтеобразование характеризуется различными параметрами, в частности, различными значениями Т°макс и R°. Совершенно очевидно, что начало генерации микронефти определяется сложным сочетанием генетического состава керогена (сапропелевая органика требует более высоких температур прогрева, чем витринитовая), скоростью прогрева осадков (разные участки бассейнов прогревались с разными скоростями) и степенью закрытости недр (в закрытых генерационных очагах катагенез керогена реализуется при более высоких температурах).

8. Нафтидогенез в южносуданских бассейнах отмечается особым своеобразием: нигде не отмечены притоки газа, газоконденсата и даже просто лёгких нефтей. Эта особенность пока никем не рассматривалась. Для объяснения этого феномена мы предлагаем провести анализ состояния (степени преобразования) керогена в момент гидравлического раскрытия генерационного очага. Мы исходим из предположения, что в ходе регионального погружения в гидравлически закрытой системе (очаге генерации нафтидов) на ранних градациях мезокатагенеза происходит синтез крупных молекул микронефти, на средних градациях - более простых частиц, а на поздних градациях - самых лёгких молекул. Микронефть не может покинуть производящую толщу до её гидравлического раскрытия. Раскрытие очага на градациях ПКз — MKi даст тяжёлую нефть, на градациях МЬч — МК2 образуется нефть средней плотности, на градациях МК2 - МКз сформируются залежи лёгкой нефти. Раскрытие на боле поздних градациях приводит к генерации газа и газоконденсатных растворов.

9. Анализ графиков прогрева показывает, что образование микронефти в нижнемеловых глинистых формациях происходило в конце раннего - начале позднего мела и было ограничено градациями MKi - МК2. Раскрытие очагов генерации и формирование залежей нефти произошло в конце позднего мела, когда производящие отложения находились ещё в условиях градаций МКг МК2. Этим объясняется наличие в южносуданских впадинах тяжёлых и средних по плотности нефтей.

10. Анализ геологического строения южносуданских бассейнов показивает, что нефтесиборными, наряду со срединными горстовыми системами, могут быть бортовые части бассейнов, где на краевых воздыманиях широко развиты ловушки, представленные литологическими замещениями и тектоническими экранами.

11. Вместе с тем мы не исключаем возможность генерации газа в глубоко погруженных частях осадочных толщ. В бассейне Муджлад глинистая формация Абу Джабра в глубоких депоцентрах может служить как генератором газа, так и резервуаром для его залежей. В мире этот феномен неоднократно отмечен. В НГБ Голубой Нил залежи газа могут присутствовать под галитовой покрышкой.

Отсутствие в регионе газов, газоконденсатных растворов и лёгких нефтей требует специального объяснения, которое предусматривает проведения более детального и углублённого изучения этой проблемы.

В связи с этим дальнейшие исследования по проблеме нефтеобразования в южносуданских бассейнах следует ориентировать на определение особенностей строения полей уплотнения пород в очагах генерации нефти, в частности, на закономерности распределения пластовых давлений и плотности глинистых пород. Коэффициент уплотнения глин можно рассчитать по кривым ГИС. Соответствующая методика разработана на кафедре месторождений полезных ископаемых и их разведки Российского университета дружбы народов. Эти данные позволят определить степень реализации генерационного потенциала глинистой толщи, эффективность её изолирующих свойств, направление миграции флюидов и т.д.

Мы полагаем, что геофлюидодинамический анализ создаёт достаточно прочную теоретическую базу для успешного решения проблемы нефтеносности южносуданских бассейнов.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата геолого-минералогических наук, Фарах Салех Фарах, Москва

1. Баженова O.K. Ранняя генерация нефти и перспективы нефтеносности небольших глубин. //Геология, методы поисков, разведки и оценки месторождений топливно-энергетического сырья. - М.: МГП «Геоинформмарк», 1992. - 52 с.

2. Гулиев И.С., Фейзуллаев А.А., Гусейнов Д.А. Степень зрелости нефтей разновозрастных резервуаров Южно-Каспийской мегавпадины. //Геология нефти и газа, 2000, № 3. С.41-50.

3. Долгинов Е.А., Фарах С. Фарах. Некоторые особенности тектонического положения и развития мезозойско-кайнозойского осадочного бассейна Муджлад Южного Судана. // Изв. ВУЗ'ов. Геол. и разв., 2008, № 3. -С. 9-13.

4. Катагенез органического вещества и нефтегазообразование в условиях дифференциального уплотнения глин. /Тараненко Е.И., Диваков В.И., Хакимов М.Ю., Чистяков В.Б., Бхупати Раджу Аппала Раджу. М.: Изд. РУДН, 1994 -164с.

5. Лопатин Н.В. Образование горючих ископаемых. М.: Недра, 1983. —192с.

6. Лопатин Н.В., Емец Т.П. Пиролиз в нефтегазовой геохимии. М.: Наука, 1987. - 143с.

7. Нефтегазообразование в отложениях доманикового типа. / С.Г.Неручев, Е.А.Рогозина, И.А.Зеличенко и др. Л.: Недра, 1986. - 247с.

8. Моделирование процессов катагенеза органического вещества и нефтегазообразование. Л.: Недра, 1984. - 139с.

9. Строганов Л.В., Скоробогатов В.А. Газы и нефти ранней генерации Западной Сибири. М.: Недра, 2004. - 415с.

10. Тараненко Е.И., Тарсис А.Д., Хакимов М.Ю. Строение главной зоны нефтеобразования по данным термолитического анализа керогена. //Геол. нефти и газа, 2000, № 4. С.46-50.

11. Тараненко Е.И., Герасимов Ю.А., Фарах С. Фарах. Современные аспекты вертикальной зональности нафтидогенеза. //Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. М.: ВНИИОЭНГ, 2008, № 9. -С.4-10.

12. Тараненко Е.И., Герасимов Ю.А., Фарах С.Фарах. Проблема формирования газоконденсатных систем. //Вестник РУДН, сер. Инженерные исследования, М.: РУДН, 2008, № 1. - С.96-103.

13. Хант Дж. Геохимия и геология нефти и газа. — М.: Недра, 1982. 704с.

14. Эспиталье Ж., Друэ С., Марки Ф. Оценка нефтеносности с помощью прибора Rock-Eval с компьютером. //Геол. нефти и газа, 1994, № 1. С.23-32.

15. Barker С. Programmed temperature pyrolisis of vitrinites of various rank. -Fuel, 1974, V.53.-P. 176-177.

16. Barker C. Pyrolisis techniques for sourse-rock evaluation. //AAPG Bull., 1974, v. 58, № 11.-P. 2349-2361.

17. Browne S.T., Fairhead J.D. Gravity study of the Central African rift system: a model of continental disruption. 1. The Ngaoundere and Abu Gabra rifts. Tectonophysics, 1983,v.94-P. 187-203.

18. Claypool G.E., Reed P.R. Thermal-analysis technique for sours rock evaluation: Quantative estimate of organic richness and effects of lithologic variation. //AAPG Bull., 60 (4), 1976. p. 608-626.

19. Espitalie J., LaPorte J.L., Madec F., Leplat P., Paulet J., Boutefeu A. Metode rapide de caracterisation des roches meres de leur potential petrolier et de leur degre d'evolution. //Rev. de lTnst. Fr. Petrol. 1977, 32 (1). - P.23-42.

20. Espitalie J., Madec., Tissot B. Role of mineral matrix in kerogen pyrolisis: influence on petroleum generation and migration. //AAPG Bull., 1980, v.64 (1). -P.59-66.

21. Espitalie J., Marquis F., Barsony I. Geocheical logging. / Analytical pyrolisis — techniques and applications. (Ed. K.J.Voorhees. Boston: Butterworth, 1984. - P.276-304.

22. Espitalie, J., Deroo, G. and Marquis, F. La pyrolise Rock-Eval et ses applications. //Oil & Gas Science and Techology, 1985a, 40,6, 563-579.

23. Espitalie, J., Deroo,G. and Marquis,F. La pyrolyse Rock-Eval et ses applications. //Oil & Gas Science and Technology, 1985b, 40, 6, 755-783.

24. Espitalie, J., Deroo,G. and Marquis, F. La pyrolyse Rock-Eval et ses applications. //Oil & Gas Science and Technology, 1985c, 41,1, 73-89.

25. Giraud A. Application of pyrolisis and gas-chromatography to geochemical characterization of kerogen in sedimentary rocks. //AAPG Bull., 1970, v.54 (3). -P.439-455.

26. Harwood R.J. Oil and gas generation by laboratory pyrolisis of kerogen. //AAPG Bull., 1977, v.61 (12). P. 2082-2102.

27. Marchand A., Libert P., Achard M. at all. Etude de la pyrolise de quelques precarseus possible du kerogene. 1. Evolution chemique de deux sporopollenines. / Advances Organic Geochemistry. Paris, 1970. - P. 117-134.

28. Mohamed A. Y., Pearson M.J., Ashcroft W.A., Ilife J.E., Whiteman A.J. Modeling petroleum generation in the Southern Muglad rift basin, Sudan. // AAPG Bull., v.83, No 12(December 1999), p. 1943-1964.

29. Mohamed A.Y., Iliffe J.E., Ashcroft W.A., Whiteman A.J. Burial and maturation history of the Heglig field area, Muglad basin, Sudan. // Jom. of Petr. Geol., vol.23(1), January 2000, pp. 107-128.

30. Peters K.E. Guidelines for evaluating petroleum source rock using programmed pyrolisis. //AAPG Bull., 1986, v.70. P.318-329.

31. Price L.C., Dows I., Pawlewicz M. Organic metamorphism in the Lower Missisipian Upper Devonian Bakken shales. Part 1: Rock-Eval pyrolisis and vitrinite reflectance. //Jorn.of Petrol.Geology, 1086, v.9. - P.125-162.

32. Schull T.J. Rift basins of Interior Sudan: petroleum exploration and discovery. AAPG Bull., v.12, No.lO(October 1988), p.l 128-1142.

33. Tissot В., Durand В., Espitalie J., Combaz A. Influence of nature and diagenesis of organic matter in formation of petroleum. //AAPG Bull., 1974, v.58 (3). P.499-506.

34. Ungerer P. Models of petroleum formation: how to take into account geology and chemical kinetics. /Thermal phenomena in sedimentary basins (ed. Durand В.). -Paris Technip. 1984. -P.235-246.