Геолого-геохимические условия нефтегазоносности мезозойских отложений Восточно-Ставропольской впадины

Папоротная, Анна Александровна

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Геолого-геохимические условия нефтегазоносности мезозойских отложений Восточно-Ставропольской впадины
ВАК РФ 25.00.12, Геология, поиски и разведка горючих ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Геолого-геохимические условия нефтегазоносности мезозойских отложений Восточно-Ставропольской впадины"

005003594

ПАПО РОТНАЯ АННА АЛЕКСАНДРОВНА

ГЕОЛОГО-ГЕОХИМИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ МЕЗОЗОЙСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ ВОСТОЧНО-СТАВРОПОЛЬСКОЙ ВПАДИНЫ

Специальность 25.00.12 Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений

2 к НОЯ 2011

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

Ставрополь-2011

005003594

Работа выполнена в ФГБОУ ВПО «Северо-Кавказский государственный технический университет» (СевКавГТУ)

Научный руководитель: кандидат геол. - минерал, наук, доцент

Ярошенко Анатолий Андреевич

Официальные оппоненты: доктор геол.- минерал, наук, профессор

Сианисян Эдуард Саркисович

кандидат геол. - минерал, наук, доцент Степанов Андрей Николаевич

Ведущая организация:

ОАО «Ставропольнефтегеофизика»

Защита диссертации состоится «15» декабря 2011 года в 10.00 часов на заседании диссертационного совета Д212.245.02 в Северо-Кавказском государственном техническом университете по адресу: 355028, г. Ставрополь, пр. Кулакова, 2.

С диссертацией можно ознакомиться в научной библиотеке СевероКавказского государственного технического университета.

Отзывы в двух экземплярах, заверенные печатью учреждения, просим направлять ученому секретарю диссертационного Совета по указанному адресу.

Факс: 8(8652)94-60-12 E-mail: tagirovstv@ncstu.ru

Автореферат разослан « 9» ноября 2011 г.

Ученый секретарь

диссертационного совета

доктор геолого-минералогических наук

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. Большинство нефтяных, газовых и газоконденсат-ных месторождений Ставропольского края находится па завершающей стадии разработки, что затрудняет нормальное функционирование топливно-энергетического комплекса региона. В этих условиях решение проблемы стабильного снабжения края углеводородами (УВ) из собственных месторождении становится все более актуальным.

Реальными путями наращивания ресурсной базы УВ являются, главным образом, открытие, разведка и освоение новых залежей. При этом в качестве одного из наиболее перспективных объектов рассматриваются глубокопогруженные мезозойские отложения Восточно-Ставропольской впадины (ВСВ). Проведенные на этой территории ранее геологоразведочные работы (ГРР) не позволяют сделать однозначных и достаточно обоснованных заключений, касающихся различных аспектов процесса поиска залежей нефти и газа. Существует ряд нерешенных проблем, связанных с выяснением особенностей геологического строения и нефтегазоносности мезозой-скохо комплекса пород. Для решения этих проблем требуется детальное изучение условий осадконакопления, закономерностей изменения литологического состава пород и содержания в них органического вещества (ОВ), степени его преобразования. Необходимо также обоснование условий генерации, миграции, аккумуляции УВ, установление времени формирования ловушек, выполнение качественной и количественной оценки перспектив нефтегазоносности мезозойских отложений.

Целью работы является оценка перспектив нефтегазоносности мезозойских отложений ВСВ на основе комплексных геолого-геохимических исследований.

Основные задачи исследований:

1. Уточните геологического строения, лиголого-фациальных и палеогеографических условий образования мезозойского комплекса пород ВСВ.

2. Выявление закономерностей изменения по площади и разрезу состава и свойств ОВ, рассеянного в породах мезозойского возраста.

3. Разработка модели нефтегазообразования и нефтегазонакопления в мезозойских отложениях.

4. Качественная и количественная оценка перспектив нефтегазоносности мезозойских отложений.

Научная новизна:

1. Уточнена модель геологического строения ВСВ с использованием современных программных продуктов обработки информации.

2. На основе комплекса геолого-геохимических показателей разработана новая модель генерации нефти и газа в мезозойских отложениях ВСВ.

3. Разработана схема формирования залежей У В в мезозойских отложениях ВСВ и сопредельных территорий, впервые учитывающая возможность их переформирования в процессе геологического развития региона.

4. На базе новой геолого-геохимической информации проведена качественная и количественная оценка перспектив нефтегазоносности мезозойских отложений в пределах изучаемой территории.

Основные защищаемые положения:

новотельных условиях морского бассейна. В нижне- среднеюрских отложениях получили распространение OB смешанного (кероген II типа) и гумусового (кероген III типа) составов, в нижнемеловых отложениях - OB смешанного состава.

2. Глубинная и площадная катагенегическая зональность OB мезозойских отложений. В восточной, наиболее погруженной, части территории исследования, мезозойские (юрские и частично нижнемеловые) отложения подверглись наибольшему катагенетическому преобразованию и находятся в главной (глубинной) зоне газообразования (ГЗГ), на остальной части - в главной зоне нефтеобразования (ГЗН).

3. Общая схема формирования залежей УВ в ВСВ, объясняющая образование газоконденсатных залежей в отложениях нижнего мела (апт-альб) на изучаемой и сопредельных территориях путем перетока газообразных УВ из отложений нижней и средней юры.

4. Качественная и количественная оценка перспектив нефтегазоносности мезозойских отложений ВСВ с учетом изменений, происходивших на разных этапах геологического развития изучаемой территории, подтверждающая целесообразность поиска здесь скоплений УВ.

Соответствие диссертации паспорту научной специальности. Диссертационная работа выполнена в рамках Паспорта специальности 25.00.12 Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений.

В соответствии с формулой специальности в диссертационном исследовании детально изучено геологическое строение мезозойских отложений ВСВ, а также определены геолого-геохимические предпосылки формирования месторождений УВ. Результаты научных исследований соответствуют следующим пунктам, указанным в формуле:

- разработка и совершенствование теоретических основ формирования различных типов месторождений нефти и газа, изучение особенностей их геологического строения и закономерностей пространственного размещения в различных геотектонических областях земной коры;

- определение геологических предпосылок формирования месторождений и поисковых признаков;

- совершенствование методов поисков и разведки месторождений нефти и газа.

В соответствии с областью исследования специальности 25.00.12 Геология,

поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений проблемы, рассмотренные в диссертационной работе, соответствуют пунктам:

- геохимия нефти и газа;

- условия формирования скоплений нефти и газа в земной коре;

- миграция УВ.

Практическая значимость работы. Использование разработанной модели нефтегазообразования, а также общей схемы формирования залежей УВ в мезозойских отложениях ВСВ позволяет обосновано планировать поисково-разведочные работы на нефть и газ на территории Ставропольского края.

Реализация результатов работы. Полученные автором результаты использованы при выборе основных направлений и планировании ГРР на нефть и газ в мезозойских отложениях Восточного Предкавказья (территория деятельности ООО "РН - Ставропольнефтегаз").

Фактический материал. Основой диссертационной работы послужили результаты экспериментальных и теоретических исследований, проведенные автором в

период с 2006 по 2011 годы. Автором собран и обработан обширный материал по данным бурения 380 скважин, геохимическим, геофизическим и гидрогеологическим исследованиям, проведенным в пределах ВСВ и на сопредельных территориях: результаты изучения кернового материала (1070 образцов пород) и ОВ пород (химико-битуминологический анализ - 1870 определений, спектральный анализ - 130 определений, пиролитические исследования в модификации «Rock-Eval» - 44 определения, углепетрографический анализ - 400 определении, микроскопическое изучение шлифов пород - 45 определений), устьевых и глубинных проб водорастворенных и свободных газов (79 определений). При выполнении работы использовались также некоторые материалы научных и производственных организаций (НИИ ПНТ НП СевКавГТУ, ОАО «СевКавНИПИгаз», ООО «РН - Ставропольнефтегаз», ИГиРГИ и др.) и многочисленные публикации, посвященные данной тематике.

Апробация и публикации. Основные положения диссертации прощли первичную апробацию на 111 и IV научно-практических конференциях молодых ученых и специалистов «Газовой отрасли - энергию молодых ученых!» (г. Ставрополь, 2008 и 2010 гг.); XII региональной научно-технической конференции «Вузовская наука -Северо-Кавказскому региону» (г. Ставрополь, 2008 г.); XXXVIII научно-технической конференции по итогам работы профессорско-преподавательского состава СевКавГТУ за 2008 год (г. Ставрополь, 2009 г.), IX Международной конференции «Новые идеи в науках о земле» (г. Москва, 2009 г.), VIII Международной научно-практической конференции студентов, аспирантов и научных работников «Международные и отечественные технологии освоения природных минеральных ресурсов и глобальной энергии» (г. Астрахань, 2009 г.).

Публикации: Основные положения диссертационной работы опубликованы в 11 работах, из них четыре - в журналах, рекомендованных ВАК Минобрнауки РФ.

Объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав и заключения, изложенных на 169 страницах, иллюстрируется 53 рисунками, содержит 6 таблиц и список литературы из 88 наименований.

Автор выражает глубокую благодарность научному руководителю кандидату геол. - минерал, наук, доценту, академику МАМР Ярошенко А. А. за неоценимую помощь и поддержку, оказанные в период работы над диссертацией.

Автор благодарит за консультации и советы, полученные в процессе исследований, кандидатов геол. - минерал, наук Т. А. Горягину, П. В. Бигуна, В. В. Дроздова, О. О. Луканову, сотрудников научных и производственных организаций В. М. Дубин-скуга, Д. В. Томашева, а также коллектив кафедры геологии нефти и газа СевКавГТУ.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении сформулированы актуальность, научная новизна и основные задачи диссертационной работы, а также практическая ценность выбранной тематики.

Глава 1. Состояние изученности мезозойских отложений

Первая глава посвящена анализу состояния геолого-геофизической изученности мезозойских отложений ВСВ. Решением этих задач в течение многих лет занимаются такие производственные предприятия, как ООО «РН-Ставропольнефтегаз», ОАО «Ставропольнефтегеофизика», различные научно-исследовательские организации (МГУ, ИГиРГИ, ОАО «СевКавНИПИгаз»), а также ряд исследователей

(А. Н. Аввакумов, Е. М. Борисенко, В. Г. Вершовский, А А. Клименко, Н. Т. Копылов, Б. П. Назаревич, И. А. Назаревич, В. Е. Орел, А. С. Панченко, Г. Н. Чепак, С. М. Чернышев и многие другие).

Несмотря на большой объем выполненных геолого-геофизических исследований и научно-исследовательских работ многие вопросы, касающиеся геологического строения и нефтегазоносное™ изучаемых отложений, в полном объеме не раскрыты. В частности, ограничен объем достоверной геолого-геохимической информации, недостаточно изучено влияние гидрогеологических и палеотектонических условий на формирование и размещение залежей УВ в пределах ВСВ и на сопредельных территориях. Современное состояние изученности мезозойских отложений ВСВ определило направления настоящих исследований автора

Глава 2. Геологическое строение и нефтегазоиосность

Во второй главе приводятся сведения о геологическом строении, нефтегазоносное™, гидрогеологических условиях и термобарическом режиме мезозойских отложений ВСВ.

В первом разделе главы рассмотрена литолого-стратиграфическая характеристика мезозойских отложений ВСВ.

Изучению этого вопроса посвящены работы С. И. Близниченко, П. В. Бигуна, М. С. Бурштара, В. А. Вахрамеева, В. Г. Вершовского, А. С. Горкушина, И. А. Добруски-ной, А. Я. Дубинского, I I. С. Жабревой, Н. Т. Копылова, А. И. Легавина, И. Г. Киссипа, В. Н. Корценштейна, Н. А. Маценко, М. В. Мирошникова, А. М. Никанорова, Ю. Ф. Мышковой, Б. П. Назаревича, И. А. Назаревич, В. Е. Орла, Е. И. Пережогиной, JI. М. Савельевой, Г. М. Сухарева, Н. Ф. Фролова, Г. Н. Чепака, Ю. Н. Швембергера и многих других исследователей.

В геологическом строении мезозойского разреза изучаемой территории принимают участие отложения триасовой, юрской и меловой систем.

В результате проведенных автором детальных структурных построений с использованием геолого-геофизических данных и литолого-петрографических исследований уточнено положение границ распространения мезозойских отложений (в частности, триасовых и юрских). Так, отложения триасовой системы, представленные нижним (нефтекумская свита), средним (закумская свита) и верхним (ногайская серия) отделами, развиты в восточной части ВСВ и приурочены в основном к грабенам и грабенообразным прогибам, а также к эрозионным впадинам фундамента. Нефтекумская свита сложена карбонатными породами, закумская свита и ногайская серия -терригенными породами с различным содержанием вулканогенного материала.

Отложения юрского возраста охватывают большую часть территории ВСВ и залегают с размывом на различных горизонтах псрмо-триаса и палеозоя. По результатам последних исследований юрские отложения отсутствуют в пределах Северной и Круглолесской площадей, а на Курсавской площади толща пород, возраст которых определялся ранее как пермо-триасовый, относится к юрскому. Юрская система представлена всеми тремя отделами. Для нижней (плинсбах, тоар) и средней (аален, байос, бат) юры характерны породы терригенного состава, для верхней (келловей, оксфорд, киммеридж, титон) -терригенно-карбонатного и сульфатно-галогенного.

Породы мелового возраста со стратиграфическим несогласием залегают на разновозрастных подстилающих отложениях. В пределах исследуемой территории они получили повсеместное развитие и представлены верхним и нижним отделами. Ниж-

ний мел сложен тсрригенными альбскими, аптеками и терригенно-карбонатными не-окомскими (берриасские, валанжинские, готеривские, барремские) отложениями; верхний мел - карбонатными породами.

Во втором разделе главы приводятся сведения о тектонике ВСВ.

Согласно схеме тектонического районирования Северного Кавказа, разработанной А. И. Летавиным с соавторами (1987), исследу емая территория является элементом I порядка эпигерцинской Скифской плиты. ВСВ расположена южнее Ставропольского свода (СС), ее северный борт сочленяется с Прикумской системой поднятий (ПСП). С юга впадина ограничивается Северной моноклиналью Центрального Кавказа (СМЦК), на востоке примыкает к Ногайской ступени (НС), юго-востоке - к Терско-Каслийскому передовому прогибу (ТК11П).

В разрезе исследуемой территории установлено три тектонических этажа: нижний - фундамент, сложенный дислоцированными породами палеозойского возраста, верхний - платформенный чехол юрско-антропогенового возраста и переходный - толща пород пермо-триасового возраста, развитая между фундаментом и осадочным чехлом.

В третьем разделе главы дается обзор нефтегазоносности мезозойских отложений, и характеризуются региональные нефтегазоносные комплексы.

На основе принятой в работе схемы нефтегазогеологического районирования (И. М. Алиев, Г. А. Аржевский, Ю. Н. Григоренко и др., 1983; А. И. Летавин, В. Е. Орел, С. М. Чернышев и др., 1987) изучаемая территория относится к Северо-Кавказско-Мангышлакской нефтегазоносной провинций, объединяющей Скифскую и Туранскую плиты. В составе провинции, основываясь преимущественно на тектоническом признаке, выделяются шесть нефтегазоносных областей. Территория исследования находится в Восточно-Предкавказской нефтегазоносной области, которая, в свою очередь, подразделяется на пять нефтегазоносных районов. ВСВ приурочена к Восточно-Ставропольскому нефтегазоносному району.

Данные о нефтегазопроявлениях в пределах ВСВ стратиграфически увязаны и носят региональный характер. По литологическому составу пластов-коллекторов и характеру их нефтегазоносности, с учетом региональных покрышек, в мезозойском разрезе осадочных образований ВСВ выделяются следующие регионально нефтегазоносные комплексы (РНГК): триасовый, нижне- среднеюрский терригеыный, верхнеюрский карбонатный, сульфатно-галогенный эвапоритовый (формация киммервд-жа и титона), нижнемеловой карбонатно-терригенный и верхнемеловой-палеоценовый карбонатный (В. Е. Орёл, Ю. В. Распопов, А. П. Скрипюш и др., 2001).

Триасовый РНГК. Основным продуктивным подкомплексом является нижнетриасовый, нефтегазоносносгь которого связана с карбонатными породами нефте-кумской свиты нижнего триаса. Промышленная нефтегазоносносгь подкомплекса установлена на сопредельных территориях (на востоке зоны Манычских прогибов и в Прикумской системе поднятий). Коллекторы нефтекумской свиты трещипно-кавернозного типа. Представлены они кристаллическими известняками и доломитами с прослоями оолитовых и органогенно-обломочных пород. Региональной покрышкой являются вулканогенно-осадочные породы среднего и верхнего триаса.

Нижне- среднеюрский терригенный РНГК. В нижне- среднеюрских отложениях выделяются пачки песчаников и алевролитов, разобщенные глинистыми разделами. Тип коллектора - гранулярный.

Верхнеюрский карбонатный (формация) РНГК сульфатно-галогенно-эвапори-товый (формация) РНГКкиммериджа-титоиа и терригенно-красноцветньш комплекс

(формация) титона. В северной части зоны распространения верхней юры преобладают песчаники, реже - алевролиты и аргиллиты; спорадически встречаются грубозернистые разности. В центральной части в основном развиты мелкозернистые песчаники и алевролиты, но появляются также прослои известняков и аргиллитов. На юго-востоке существенную часть разреза составляют известняки и доломиты. Среди тер-ригенных разностей распространены алевролиты и аргиллиты, роль песчаников весьма незначительна. К юго-востоку среди известняков и доломитов появляются прослои ангидритов. В терригенных породах тип коллектора - гранулярный. В карбонатных породах распространены трещинно-кавернозные коллекторы, связанные с зонами развития трещиноватости и последующего выщелачивания, что подтверждается получением из этих отложений высокодебитных притоков воды и УВ. Роль региональной покрышки в южной части ВСВ играет мощная галогенно-сульфатная (соленосная) толща.

Нижнемеловой карбонатно-терригенный РНГК В разрезе неокомских отложений коллекторами являются карбонатные, а также терригенные (алевролиты и песчаники) породы. Преобладающий тип коллектора -трещинно-кавернозно-поровый.

В нижнемеловых (алт-алъбских) отложениях ВСВ тип коллектора - гранулярный. Коллекторами являются песчано-алевролитовые породы. Следует отметить, что качественная и количественная характеристики пластов-коллекторов нижнемеловых отложений остаются слабо изученными.

В верхнемеловом-палеоценовом карбонатном РНГК коллекторы трещинного типа. Покрышками верхнемеловых залежей могут быть глинистые породы палеогена, плотные известняки датского яруса, а также плотные разности известняков, встречающиеся внутри кампанского и маастрихтского ярусов.

Четвёртый раздел главы посвящен изучению термобарического режима и гидрогеологических условий мезозойских отложений ВСВ.

В качестве основной информации о температурном поле мезозойских отложений ВСВ были использованы результаты точечных замеров температур максимальным ртутным термометром и данные термокаротажа по многим скважинам (более 100). В западной части ВСВ в изучаемых отложениях отмечаются пониженные значения температур (до 93°С), в восточной - повышенные (до 197 °С).

Анализ геологического строения региона и характера изменения геотермических условий на определенных глубинах показывает, что на распределение температур в мезозойских отложениях большое влияние оказывают особенности тектоники территории - наличие интенсивно смятых складчатых форм и разрывных нарушений. На характер распределения температур в изучаемом комплексе пород оказал влияние также магматизм, проявлявшийся на различных этапах формирования осадочного чехла.

Абсолютные значения пластовых давлений в триасовых, юрских и меловых отложениях изменяются в широком диапазоне и, в общем, увеличиваются с глубиной. Градиент пластового давления в западной части ВСВ в среднем составляет 1-1,05 МПа/100 м, в восточной возрастает до 1,7 МПа/100 м.

Для изучения характера изменения пластовых давлений и температур в переделах ВСВ были составлены карты распределения этих параметров в кровле триасовых, юрских и меловых отложений. Это позволило установить, что более жесткими термобарическими условиями характеризуются наиболее погруженные восточная и юго-восточная части ВСВ. В направлении на север и северо-запад напряжённость термобарического режима закономерно снижается.

Глава 3. Модель нефтегазообразования

В первом разделе главы, посвященном геохимической характеристике ОВ, рассеянного в породах мезозоя ВСВ, проведено выделение нефтегазоматеринских пород (НГМП) и дана характеристика их генерационного потенциала.

Изучению геохимических условии нефтегазоносное™ мезозойских отложений Восточного и Центрального Предкавказья посвящены работы С. В. Атанасян, П. В. Бигуна, С. И. Близличенко, С. Г. Неручева, С. А. Пунановой, В. Н. Флоров-ской, В. А. Чахмахчева, А. А. Ярошенко и других исследователей.

Для определения нефтегазогенерационных возможностей разновозрастных мезозойских глинистых пород на территории ВСВ в работе применялся комплекс исследований ОВ, включающий химико-битуминологический анализ, изучение шлифов пород под поляризационным микроскопом, исследование ОВ, рассеянного в образцах пород, методами пиролиза в модификации Rock-Eval и инфракрасной спектрометрии.

Восстановление условий осадконаколления в пределах ВСВ проведено с использованием сведений о литологическом составе пород мезозойского комплекса, результатов спектрального анализа пород, а также данных исследований, проведенных ранее М. С. Бурштаром, И. В. Машковым, Н. М. Страховым, Н. Н. Верзилиным, С. М. Катченковым и др.

Поскольку накопление ОВ связано с условиями седиментогенеза, бьша изучена зависимость между значениями глинистости и содержанием в породах органического углерода (Сорг). Па участках территории, где керновый материал отсутствует, полученная зависимость была использована для детального изучения геохимической характеристики нижне- среднеюрски.х и нижнемеловых отложений.

В конце палеозоя и начале мезозоя происходит перестройка структурного плана Восточного Предкавказья, выразившаяся в сглаживании рельефа фундамента Условия осадконакоиления в более поздние времена на территории ВСВ характеризуются преимущественно процессами платформенного режима развития.

Отложения триасового возраста, относимые к переходному комплексу, сложены породами различного генезиса. В раннетриасовую эпоху (нефтекумское время) территория Восточного Предкавказья испытала нисходящие движения. В прибреж-но-мелководных условиях накапливались карбонатные осадки. В пределах ВСВ нижнетриасовые отложения распространены в Чернолесском прогибе и представлены доломитизированными известняками светло-серого цвета

В средне- и позднетриасовую эпохи территория ВСВ претерпевала чередование процессов прогибания и воздымания, приведших к перестройке структурного плана и значительному перерыву в осадконакоплении. Средний триас представлен вулканогенными породами, развитыми фрагментарно, а верхний триас (ногайская серия) - чередованием пестроцветных конгломератов, гравелитов, песчаников, алевролитов и аргиллитов с различным содержанием вулканогенного материала. Осадки позднетриасового времени отлагались как в морских, так и в континентальных условиях (Sr/Ba = 0,018 - 1,42, площадь Долиновская). На чередование окислительных и восстановительных условий указывает наличие глауконита и гидрослюды (нейтральная среда), каолинита (кислая среда).

Изучение закономерностей распределения значений геохимических параметров ОВ в породах различных типов верхнетриасового возраста показало, что они обеднены как Сорг, так и хлороформенным (ХБ) и спиртобензольным (СББ) бтумовдами.

В начале юрского времени отмечаюсь оживление тектонического режима, которое выражалось в общем поднятии территории Предкавказья и активизации вулканической деятельности. Наиболее приподнятые участки подвергались интенсивному

размыву, с чем связано спорадическое распространение нижне- среднеюрских пород в пределах ВСВ, толщина которых закономерно увеличивается в юго-восточном направлении, в сторону ТКПП. Основным источником сноса обломочного (терриген-ного) материала являлся СС. Наиболее глубоководные и спокойные условия оездко-накопления отмечались в южной части ВСВ, в зоне сочленения с ТКПП.

В целом, в ранне- и среднеюрскую эпохи обстановка была благоприятна для накопления OB. Среднее значение содержания Сорг в аргиллитах нижней и средней юры составляет 0,7 %. Наибольшие концентрации Сорг отмечены в юго-восточной части ВСВ.

Осадконакопление в позднеюрскую эпоху связано с трансгрессией моря с юга, со стороны геосинклинальной области. Основным источником питания обломочным материалом в начале позднеюрского времени служила Ставропольская суша Осадконакопление в позднеюрское время на территории ВСВ происходило в относительно мелководном морском бассейне (Sr/Ba = 2,1) с хорошей аэрацией вод (V/Cr = 0,21 - 0,44). О наличии кислорода и кислотности бассейна свидетельствует примесь бурых гидроокислов железа В конце позднеюрского времени на значительной части Центрального и Восточного Предкавказья морской режим сменился на латунно-континентальный. На территории ВСВ фациальное замещение терригенной юры на карбонатно-терригенную наблюдается в зоне сочленения с ТКПП. В северных районах осолоне-ние вод не проявилось, бассейн был мелководным.

Непостоянные мелководные условия, частая смена солености вод, жаркий аридный климат препятствовали расцвету органического мира и оказались неблагоприятными для накопления OB. Среднее значение содержание Сорг в аргиллитах верхней юры составляет 0,29 %, алевролитах - 0,12 %.

В начале раннемелового времени (неоком) на территории ВСВ в условиях мелководного бассейна накапливались преимущественно карбонатные осадки. Снос обломочного материала происходил с наиболее приподнятых участков Центрального Предкавказья (СС). В пределах ВСВ выделяются две относительно глубоководные зоны, где накапливались наиболее глинистые осадки с максимальным содержанием Сорг (1,3 % - площади Круглолесская и Журавско-Северная). На остальной части территории водоем был мелководным (Sr/Ba > 1). Наибольшее среднее значение содержания Сорг наблюдается в аргиллитах (0,55 %), наименьшее - в песчаниках (0,2 %). В алевролитах средняя концентрация Сорг составляет 0,27 %, в известняках - 0,24 %.

В аптский век трансгрессия моря продолжала расширяться. Условия седиментации характеризовались значительными изменениями, что обусловило накопление исключительно терригенного материала Областью сноса продолжала оставаться значительная часть Центрального Предкавказья. Геохимические исследования основных типов пород аптского возраста показали, что среднее значение содержания Сорг в аргиллитах составляет 0,81 %, алевролитах - 0,75 %, песчаниках - 0,6 %. При этом аргиллиты апта наиболее обогащены Сорг в центральной части ВСВ (Сорг = 1 -1,2 %), где отлагались относительно глубоководные глинистые разности.

В альбский век раннемеловая трансгрессия достигла своего максимума. Границы суши были отодвинуты еще дальше на север. На территории ВСВ накапливались осадки в основном пелитовой и алевритовой размерности. Приподнятые участки СС оставались непогруженными под уровень моря и послужили источником сноса обломочного материала.

Содержание Сорг в породах альба растет с увеличением в них глинистой составляющей. Максимальными значениями Сорг (более 1,2 %) в породах альба характеризуется северо-восточная часть ВСВ (район площадей Журавская и Южно-

Спасская), где преобладали относительно глубоководные и спокойные условия осад-конакопления (значение глинистости - 70 %).

Условия в морском бассейне осадконаколления в апг-альбское время характеризуются как бескислородные (V/Cr > 2) и с низким содержанием кислорода (V/Cr = 1). Таким образом, для накопления OB характерно чередование окислительных и восстановительных условий, с преобладанием восстановительных.

Проведенные автором исследования показали, что мезозойские отложения ВСВ представляют собой сложнопостроенный литолого-фациальный комплекс пород. Смена фаций на территории исследования подчиняется различным соотношениям между областями воздымания. где происходило разрушение пород, и областями седиментации. В значительной степени накопление OB связано с фациями, выраженными преимущественно глинистыми разностями, формировавшимися в восстановительных условиях.

Отнесение пород к нефтегазоматеринским и оценка их качества в работе проводились по содержанию в них Сорг и комплексу химико-битуминологических и пи-ролитических параметров (TOC - общее содержание органического углерода в породе, Si - доля исходного генетического потенциала, реализованного в УВ; S2 - количество УВ. которое кероген может еще произвести в процессе последующей эволюции при полной реализации нефтематеринского потенциала, содержащегося в породе; РР - полный нефтегазогенерационный потенциал (S, + S2) и H] - водородный индекс (S2/TOC), являющийся показателем качества керогена) с использованием классификации, предложенной К.. Е. Peters (1986) и геологами Французского института нефти (IFP).

По этим показателям в разрезе ВСВ были выделены НГМП в нижне- средне-юрских и неоком-апт-альбских отложениях (рисунок 1).

Содержание Сорг в аргиллитах нижне- среднеюрских отложений ВСВ изменяется от 0,3 % (площадь Янкульская) до 1,3 % (площадь Марьинская), что позволяет отнести их к плохим (бедным), удовлетворительным (средним) и хорошим (богатым) НГМП. Зона распространения плохих НГМП охватывает южную часть Янкульского поднятия и юго-западную часть Александровско-Георгиевской моноклинали. В юго-восточной части Александровско-Георгиевской моноклинали распространены НГМП с удовлетворительными свойствами. Зона распространения хороших НГМП установлена на участке сочленения ВСВ с ТКПП. При исследовании под микроскопом шлифов пород нижне- среянеюрского возраста встречены красно-бурые облако-видные частицы и растительные остатки; что характерно для смешанного (гумусово-сапропелевого) состава OB (И тип керогена).

Отложения неокомского возраста в пределах изучаемой территории оцениваются как хорошие (Сорг =1-3 %), удовлетворительные (Сорг = 0,5 - 1,0 %) и плохие (Сорг = 0,2 - 0,5 %) НГМП. Зона распространения НГМП с хорошими свойствами приурочена к юго-западной части Александровско-Георгиевской моноклинали и к центральной части Журавской зоны поднятий, с удовлетворительными - к западной и восточной частям ВСВ. В центральной части изучаемой территории распространены плохие НГМП. Изучение шлифов неокомских пород под микроскопом показало, что ОВ представлено черными и бурыми удлиненными частицами детрита с четкими очертаниями и включениями пирита. Встречены также частицы органического материала, находящегося в тонкодисперсной смеси с глинистой массой породы. Описанные выше формы нахождения ОВ в неокомских отложениях характеризуют его состав как смешанный (сапропелево-гумусовый) - II тип керогена.

Аптские отложения на территории ВСВ по содержанию Сорг оцениваются как плохие, удовлетворительные и хорошие НГМП. Зона распространения хороших НГМП приурочена в основном к центральной части ВСВ. Наблюдается уменьшение содержания Сорг в северо-западном и юго-восточном направлениях до 0,5 - 0,3 %, что отвечает удовлетворительным и плохим НГМП (Янкульское поднятие, Томуз-ловская ступень). При изучении шлифов глинистых пород апта выделяются детрит-ные остатки прихотливой формы, черные, бурые, иногда окруженные ореолом тонкодисперсного рассеянного коричневого ОВ. Состав ОВ - смешанный (сапропелево-гумусовый), т.е. II тип керогена

На большей части территории ВСВ НГМП альбского возраста характеризуются удовлетворительными свойствами. Зонам распространения хороших НГМП соответствуют восточная часть Томузловской ступени, центральные части Журавской зоны поднятий и Спицевского прогиба, участок сочленения ВСВ с ТКПП. ОВ альбских отложений в шлифах представлено крупными частицами детрита алевритовой и песчаной размерности, черного, бурого и коричневого цвета, с неясными очертаниями, иногда ветвистой формы, с ореолами бурого ОВ, что характерно для его смешанного (сапропелево-гумусового) состава - II тип керогена

С целью определения типов керогена, наряду с микроскопическим изучением шлифов пород, использовалась также корреляционная зависимость между пиролити-ческими параметрами HI и Тшах (температура максимального выхода УВ в процессе крекинга керогена), что подтвердило распространение в породах мезозойского возраста преимущественно керогена II типа (рисунок 2).

Анализ пиролитических параметров ОВ юрских отложений позволил сделать вывод об ограниченных нефтегазопроизводящих возможностях НГМП этого воз-

раста. На современном этапе геологиче- ."«> ского развития изучаемой территории НГМП юры классифицируются как плохие (Si =0,1 -0,5 кг У В/т породы; S2 = 0.2 - 1,5 кг У В/т породы; РР = 0,5 -2 кг УВ/т породы).

Согласно существующей классификации НГМП (К. Е. Peters), отложения нижнего мела могут быть отнесены к очень плохим (S, = 0,02 - 0.09 кг УВ/т породы, S2 = 0,04 - 0,2 кг УВ/т породы) и плохим (Si =0.1 - 0.25 кг УВ/т породы, S2 = 0,2 - 0,83 кг УВ/т породы). Для определения генетических типов битумои-дов мезозойских пород ВСВ была изучена зависимость между величиной би-тумоидного коэффициента (рхв) и содержанием Сорг в породах ("закономерность Успенского - Вассоевича"). Исследования показали, что в разрезе нижне- среднеюр-ских НГМП изучаемой территории преобладают остаточные бшумоиды. Нижнемеловые НГМП характеризуются наличием преимущественно паравтохтонных и остаточных битумоидов.

Во втором разделе главы проведено изучение условий реализации нефтега-зоматеринского потенциала и генерации нефти и газа. Рассматриваются катагенез ОВ пород и другие факторы генерационной зональности УВ, закономерности распространения генерационных зон.

Для исследования процессов генерации УВ в пределах территории ВСВ была разработана геолого-математическая модель генерации УВ ОВ преимущественно смешанного состава (II тип керогена) НГМП мезозойского возраста на основе использования пиролитических параметров - Sb ТОС и Ттах, совмещенная со шкалой катагенеза (R0 - отражательная способность витринита, характеризующая степень преобразования ОВ, %).

Использование полученной модели позволяет исследовать закономерности генерации УВ и определять положение границ главных зон нефте- и газообразования в мезозойских отложениях ВСВ. Верхняя граница ГЗН в изучаемом комплексе пород отбивается по резкому повышению содержания нефтяных УВ в породе, что соответствует значению Ттах - 422 °С (R° ~ 0,45 %). Далее наблюдаются два основных импульса генерации УВ (максимальная реализация нефтема-теринского потенциала ОВ разного состава). Нижняя граница ГЗН фиксируется по резкому спаду интенсивности генерации УВ нефтяного ряда, что соответствует значению Ттах ~ 462 °С (R° ~ 1,15 %). Положение верхней границы ГЗН контролируется глубинами около 2000 - 2050 м (рисунок 3). Переход из зоны преимущественной нефтегенерации в зону газогенерации отмечается на глубинах 3800 - 3870 м.

в !

4fct) 42« 460 4X0

У&доевьге обизиачешш j ■Sitйч«шя в а&разищ ОВ <n.i>mviiiiri А- юрскиз; & - кижвемс;)Оиых Рисунок 2 - Диаграмма зависимости между HI и Ттах, характеризующая эволюцию керогена (по результатам пиролиза ОВ пород)

По данным замеров R° в пределах изучаемой территории построены детальные карты изореспленд для нижне- среднеюреких, неокомских, аптских и альбских отложений. Это позволило провести районирование территории ВСВ по сте-• пени катагенетической превращенности OB, рассеянного в породах.

Установлено, что наиболее интенсивные катагенетические превращения OB нижне-среднеюрских (градация АКО, неокомских и аптских (градация МК4) отложений наблюдается в пределах юго-восточной, наиболее погруженной части изучаемой территории (Чернолесский прогиб). На остальной части территории ВСВ степень преобразованное™ OB пород соответствует градациям MKj - МК3.

OB альбских отложений претерпело катагенетические изменения, соответствующие градациям ПК - МК3. При этом наибольшей степенью превращенности OB (градация МК3), эти отложения характеризуются в пределах Чернолесского прогиба и восточной части Александровско-Георгиевской моноклинали.

Различная интенсивность катагенетических преобразований OB пород мезозоя в западной и восточной частях ВСВ связана с особенностями температурных режимов этих областей. Быстрое нарастание степени катагенеза OB в восточной части ВСВ объясняется большей величиной напряженности геотемпературного поля - здесь современные температуры в мезозойских отложениях достигают 150 °С. В западной части изучаемой территории более низкая интенсивность палеотемпе-ратурного режима обусловила и более слабую преобразованность OB пород.

Таким образом, на современном этапе геологического развития изучаемой территории нижне- среднеюрские и неокомские отложения в юго-восточной части ВСВ находятся в ГЗГ (градации МК4 - АК,), на остальной ее части - в ГЗН (градации МК, -МКз). Аптские отложения в центральной части ВСВ расположены в ГЗН; в ГЗГ эти отложения вошли в пределах территории Чернолесского прогиба (Наримановская площадь). Альбские отложения в ГЗН находятся на всей изучаемой территории.

Для определения времени вхождения изучаемых НГМП в ту или иную генерационную зону и начала возможной генерации УВ были построены графики эволюции глубин залегания отложений мезозоя ВСВ. Время вхождения в ГЗН отложений нижне-среднеюрского возраста в восточной, наиболее погруженной части территории ВСВ совпадает с альбеким, на остальной части - с олигоценовым. В ГЗГ отложения нижней и средней юры в восточной части ВСВ вошли в конце майкопского времени. Отложения неокомского возраста в юго-восточной части ВС.В вступили в ГЗН в палеоцен-эоценовое время, в ГЗГ - в конце олигоцена-начале миоце-

Рисунок 3 - Модель катагенетической преобразованности мезозойского комплекса пород ВСВ

на; на остальной части территории - в начале олигоцена. Породы апт-альбского комплекса на всей территории ВСВ вошли в ГЗН в конце олигоцена и лишь в районе Наримановской площади - в миоценовое время.

Глава 4. Оценка перспектив нефтегазоносностн мезозойских отложений по геохимическим показателям

Первый раздел главы посвящен оценке первичного фазового состояния УВ в мезозойских отложениях ВСВ.

Для прогнозирования наиболее вероятных типов углеводородных скоплений и зональности их распространения была использована схема катагенетической эволюции углеводородных систем в терригенных толщах с гумусово-лейптинитовым ОВ (В. А. Скоробогатов, 1991,1997; Л. В. Строганов, В. А. Скоробогатов, 2004).

В результате применения рассмотренной схемы выявлена определенная зональность возможного размещения скоплений УВ. Так, в пределах распространения нижне- среднеюрских отложений на территории ВСВ предполагается наличие трех таких зон. Первая зона преимущественного распространения первичных нефтяных и нефтегазоконденсатных залежей соответствует Янкульскому поднятию и южной части Александровско-Георгиевской моноклинали. Вторая прогнозируемая зона преимущественного развития вторичных по генезису газоковденсатно-нефтяных и газоконденсатных залежей расположена в юго-восточной части Александровско-Георгиевской моноклинали. Зона развития чисто газовых залежей приурочена к территории Чернолесского прогиба.

В пределах распространения неокомских отложений на территории ВСВ выделяются две зоны размещения углеводородных скоплений. Первая зона преимущественного развития первичных нефтяных и нефтегазоконденсатных залежей охватывает большую часть ВСВ. Зоне развития вторичных по генезису газоконденсатно-нефтяных и газоконденсатных залежей соответствует юго-восточная, наиболее погруженная часть изучаемой территории. В апт-альбских отложениях на всей территории ВСВ получила развитие зона распространения преимущественно первичных нефтяных и нефтегазоконденсатных залежей.

Такое распределение залежей УВ свойственно только первичным скоплениям, не претерпевшим значительных изменений в процессе геологического развития территории. В природе обычно этот генетический ряд распространения углеводородных скоплений нарушается.

Во втором разделе главы проведена количественная оценка генерации и эмиграции УВ в мезозойских отложениях исследуемой территории объемно-генетическим методом (ОГМ), разработанным на основе осадочно-миграционной теории нефтегазообразования.

Методика ОГМ (С, Г. Неручев, 1964; В. В. Аленин, Б. Н. Батурин, М. Д. Бело-нин и др., 2000) предусматривает построение карт основных параметров НГМП (толщина, плотность, глинистость, концентрация Сорг, генетический тип ОВ, катаге-нетическая иревращённоеть ОВ), необходимых зависимостей между ними, а также карт плотностей генерации и эмиграции нефти и газа С использованием этих построений определялось количество генерированных и эмигрировавших жидких и газообразных УВ (таблица 1).

Таблица 1

Результаты оценки масштабов генерации и эмиграции углеводородов в мезозойских отложениях ВСВ объёмно-генетическим методом

Нефтегазоматеринские отложения Генерирова водо иные угле-эоды Эмигриров, водо 1вшие углеводы

нефть, млн т газ, млрд нм3 нефть, млнт газ, млрд нм3

нижне- среднеюрские 319,7 530,9 155,3 452,8

неокомские 1140,5 829,4 933,3 516,3

ашские 1177,8 776,4 943,3 475,3

альбские 1119,6 950,7 901.2 523,2

В третьем разделе главы рассматриваются условия формирования и нереформирования углеводородных скоплений в отложениях мезозойского возраста.

Изучением условий формирования залежей УВ в мезозойских отложениях Восточного Предкавказья занимались многие исследователи, такие как А. Н. Ава-кумов, Е. М. Борисенко, П. И. Блощицын, А. С. Панченко, К. В. Фомкин и др.

Результаты исследований А. А. Карцева, С. Б. Вагина Е. А. Баскова, А. В. Коло-дия, В. Н. Корценштейна, Н. А. Мирошникова, В. П. Савченко, М. И. Субботы и др. показали, что первичная миграция УВ из НГМП в коллекторы связана с элизион-ным этапом палеогидрогеологической истории исследуемой территории. Последующая миграция флюидов в природном резервуаре также в значительной степени контролируется гидродинамическими условиями.

Условия распространения в пространстве зон интенсивного, затрудненного и гидрогеологически застойного режимов в изучаемых отложениях относятся к числу основных гидрогеологических показателей при изучении процессов начальной (первичной) и последующей миграции УВ, а также формирования и сохранности их скоплений.

Для выявления зон водообмена разной интенсивности в мезозойском комплексе пород на территории ВСВ использовались методические приемы, разработанные В. И. Дюниным и В. И. Корзуном (2000), которые предложили эмпирическую схему формирования линий тока подземных флюидов, располагающихся в направлении погружения водоносных горизонтов (комплексов) - от краевых зон нефтегазоносного бассейна к его наиболее погруженным частям.

Для обоснования границ гидродинамических зон в юрских и нижнемеловых отложениях ВСВ построены графики изменения элементов потока вдоль линии тока в относительных координатах Н(х)/Н(0) - x/L, где Н(0) - значение любого элемента потока на границе структуры (начальная точка координат); Н(х) - значение элемента потока в любой точке х, расположенной на линии тока; L - общая длина линии тока (рисунок 4).

В пределах юрского комплекса пород на территории ВСВ выделяются три гидродинамические зоны:

- Зона активного (инфильтрационного) водообмена приурочена в основном к СМЦК. Формирование пьезометрических уровней юрского водоносного комплекса происходит здесь под влиянием поверхностных факторов (инфильт-рационный водообмен).

Условные обо значения

Графики {фивелеийых шпоров

Схематические карта приведенных иацоров вод

fраджи* гоа«тт«аау ыстюф '<>' Ъпмттехкяе хг*тт'ы 2-so

P^j. Щишш -хныштск-кш мшшпи Ы о «вряда» J v P^j. Границ» радйр^еграиеннп^тж^ййй

3(ШЫ i II Iii

| . Лййвй профиля

|г.;•. '•.'• • (. Йш^ды mmmanS. ея тис#хтк гь

| I ■ Гг».^>куи;«.й1гсашая далеяа.

2 - Яшгудкг«0Й tMAVfftm

3 - Слгяиъпсшн прог иб

•i - Иракская етпттаяхтЪ 5 - Ъамрдзйска» стуии«.

Siftii СЮ-i it Я ¡4 fc

7 -

Г---Т?1 3 . яяфш&гряакотюго Н - коязшшк Ш - оШктМт ШШтт

Рисунок 4 - Схематические карты и графики приведенных напоров вод в отложениях: а) юры; б) нижнего мела

- Зона затрудненного водообмена (коллизии) выделяется на относительно небольшом участке и приурочена к зоне сочленения СМЦК с ВСВ. По своему положению она может рассматриваться как переходная от зоны активного к зоне весьма затрудненного водообмена.

- Зона весьма затрудненного (эллизионного) водообмена занимает восточную часть площади распространения юрского комплекса пород на территории ВСВ.

В условиях резкого погружения влияние краевых зон практически не сказывается на формировании подземных вод глубоких частей разреза, для которых характерны гидрохимические и гидродинамические аномалии.

При изучении гидрогеологической характеристики отложений нижнего мела в пределах ВСВ выявляется следующая особенность. Отсутствие надежных региональных водоупоров, отделяющих воды апта от альбских и неокомских, обусловливает гидродинамическую связь комплексов, вследствие чего воды нижних горизонтов апта имеют много общих черт с водами неокома, а воды верхних горизонтов апта - с водами альба. Это позволяет рассматривать неокомские, аптские и альбские отложения как единый гидрогеологический комплекс.

На всей территории ВСВ в отложениях нижнего мела получила распространение зона гидродинамически активного водообмена, в пределах которой сток тесно связан с поверхностными факторами.

Газонасыщенность вод юрских и нижнемеловых, отложений изменяется от 607 до 4588 см3/дм3, а общая упругость растворенного газа - от 3,02 до 28,1 МПа. Максимальные значения газонасыщенности вод и упругости растворенного газа наблюдаются вблизи залежей УВ на Веселовской (ВСВ), Мирненской (СС), Северо-Мирненской (СС) и Сельской (ПСП) площадях. Повышенные значения газонасыщенности вод установлены в районе Журавской площади (до 2750 см W).

Автором была проведена также оценка результатов анализов водорастворен-ных газов. Установлено, что они имеют сходный состав и характеризуются преобладанием метана (53 - 95 %). Средневзвешенное значение содержания метана равно 72,0 %. Присутствуют также более тяжелые углеводородные газы - до 10 %. Неуглеводородные компоненты представлены, главным образом, углекислым газом (до 32,8 %), азотом (до 23,5 %). Из других компонентов встречены гелий и аргон, содержание их невелико и по данным анализов проб водорастворенных газов составляет в среднем 0,073 и 0,092 % соответственно. Как правило, высокими концентрациями гелия характеризуются воды палеозойских и более древних образований, а меньшими - триасовых и юрских отложений.

Присутствие гелия в водах нижнего мела свидетельствует об их возможной связи с нижележащими отложениями. На гидродинамическую связь нижнемеловых отложений с юрскими, помимо сходного состава водорастворенных и свободных газов на площадях и га-зоконденсатных месторождениях ВСВ и сопредельных территориях, также указывает выявленная тесная зависимость между коэффициентами сухости газов (СН4/С2Н6+шсш) нижнемеловых и юрских отложений (рисунок 5).

По физико-химическим свойствам и компонентному составу УВ мезозойских отложений накоплен еще незначительный материал, что не позволяет проследить какие-либо закономерности их изменения в пределах ВСВ. Тем не менее, сопоставле-

OVó,ií„_____<Kj - O J.Í...Í -s- 0.3325

Рисунок 5 - График зависимость между коэффициентами сухости газа (СНд/СгНб+иыош) нижнемеловых и юрских отложений

иие компонентного состава газов нижнемеловых отложений Мирненского (СС) и Ве-селовского (ВСВ) месторождений свидетельствует об их значительном сходстве (таблица 2).

Таблица 2

Компонентный состав газа нижнемеловых отложений_

Месторождение Компонентный состав,%

СН4 С,Н* С3Н8 СдНю С5Н12 ^б+ВЫСШ N+редкие С02

Веселовское 82,40 8,38 2,33 1,06 - - 5,1 5,5

Мирненское 82,43 9,95 1,63 0,61 0,23 2,42 1,21 4,02

Установление гидрогеологических закономерностей водонапорной системы мезозойского комплекса пород ВСВ, параду со знанием особенностей ее геологического строения и истории геологического развития, геохимических и термобарических условий, позволяет высказать ряд предположений по вопросу формирования залежей УВ на изучаемой территории. Проведенными исследованиями выявлены два этапа в формировании залежей УВ в юрских и нижнемеловых отложениях.

1-й этап начинается с альбского времени, когда нижне- среднеюрские НГМП вошли в ГЗН в зоне сочленения ВСВ с ТКПП. Постоянное прогибание этой территории обусловило формирование достаточно устойчивых во времени областей элизионного питания. Образовавшиеся в нижне- среднеюрских НГМП УВ отжимались вместе с водами в породы-коллекторы и путем латеральной миграции перемещались из зоны генерации (зона сочленения ВСВ с ТКПП) в северном и северо-западном направлениях. С палеогенового времени, наряду с генерацией и миграцией УВ в юрских отложениях, происходило образование УВ в нижнемеловых отложениях, которые также перемещались в северном и северо-западном направлениях. На путях миграции могли образоваться первичные преимущественно нефтяные и нефтегазоконденсатные скопления.

Время наступления 2-го этапа можно определить как конец палеогена - начало неогена. На этом этапе геологического развития юрские НГМП в зоне сочленения ВСВ с ТКПП вошли в ГЗГ. В это же время наблюдается активизация в формировании Минераловодского выступа (часть СМЦК), вследствие чего в юго-восточной части ВСВ произошла инверсия регионального наклона слоев, что привело к частичному изменению направлен™ движения УВ. Из наиболее погруженной части ВСВ (Чернолесский прогиб) УВ перемещались в юго-западном, западном, северозападном, северном и северо-восточном направлениях. На участке сочленения ВСВ с Минераловодским выступом происходил переток газообразных УВ, генерированных НГМП нижней и средней юры, в нижний мел через глубинный разлом, вследствие чего в нижнемеловых отложениях образовалось Веселовское газоконденсатное месторождение. Часть газообразных УВ в зоне генерации мигрировала из нижне- среднеюрских отложений в верхнеюрские вплоть до соленосного экрана. В зоне отсутствия верхнеюрской соленосной покрышки (северная часть Чернолесского прогиба) УВ в процессе перетока попадали из юры в коллекторы нижнего мела. В конце неогенового времени, наряду с нижне- среднеюрскими, в ГЗГ вошли нижнемеловые (не-окомские, частично аптские) НГМП и генерировали преимущественно газообразные УВ. В нижнемеловых отложениях миграция УВ, генерированных неокомскими, частично аптскими, а также нижне- среднеюрскими НГМП, осуществлялась в северозападном, северном и северо-восточном направлениях. При этом нефти в залежах, сформировавшихся на 1-ом этапе, пополнялись, а затем и полностью замещались га-

зами сначала в зоне газогенерации, а затем на ближних и дальних путях латеральной и вертикальной миграции газов. Часть нефти осталась в пластах-коллекторах лишь в виде следов на путях миграции (пленки нефти на Веселовской и Журавской площадях).

Для установления времени формирования ловушек в мезозойских отложениях ВСВ в работе был проведен палеоетруктурный анализ, позволивший установить, что наиболее благоприятными условиями для аккумуляции УВ и последующей сохранности их скоплений характеризуются Северная и Журавская структуры, которые во время миграционных процессов выделялись стабильным ростом. Другие структуры (Александровская и Чернолесская - в конце раннего мела. Бортовая и Отказненская - в палеоген-неогеновое время) были полностью или частично расформированы. Выполненные автором палеотектонические построения показали, что нижнемеловые и юрские отложения ВСВ и зоны ее сочленения с ТКПП на определенных этапах геологического развития исследуемой территории были погружены на глубины, в пределах которых термобарические условия были благоприятны для начала генерации и последующей миграции УВ. Можно предположить, что в юрских отложениях в верхнемеловое, а в нижнемеловых - в палеогеновое время в восточной части ВСВ могли существовать залежи УВ в ловушках структурного и литологического типов. Комплекс ловушек лигологического типа наиболее вероятно приурочен к зонам выклинивания отложений и замещения коллекторов на неколлекторы. УВ. мигрировавшие в центральную часть ВСВ и зону ее сочленения с СМКЦ; могли участвовать в формировании первичных нефтяных и нефтегазоконденсатных залежей УВ.

За счет активного роста территории Минераловодского выступа с конца палеогенового времени произошедшая инверсия регионального плана мезозойских отложений вызвала раскрытие отдельных ловушек и последующее расформирование залежей УВ. В нижнемеловых отложениях УВ, мигрируя в северо-западном, северном и северо-восточном направлениях от зоны сочленения ВСВ с СМЦК в сторону ПСП и восточного погружения С С, аккумулировались в ловушках как структурного, так и литологического типов.

Таким образом, в мезозойских отложениях ВСВ существовали благоприятные условия для миграции и аккумуляции УВ. Отсутствие залежей УВ на некоторых площадях исследуемой территории связано с отсутствием ловушек на путях миграции УВ, либо с их полным или частичным расформированием.

В четвертом разделе проведен прогноз современного фазового состояния и ресурсов УВ в мезозойских отложениях.

В нижнемеловых отложениях ВСВ и на сопредельных территориях отмечается широкое развитие газоконденсатных залежей (Веселовская, Мирненская, Се-веро-Мирненская и др.) объясняется это тем, что внедрение газов и газоконденсатных растворов из нижне- среднеюрских, а также неокомских отложений, вступивших в ГЗГ и генерировавших газообразные УВ, коренным образом изменило характер углеводородонасыщения нижнемеловых отложений.

В работе объем газов, генерированных НГМП нижней и средней юры и внедрившихся в нижнемеловые отложения, определялся на основе результатов оценки ресурсов УВ объемно-генетическим методом с учетом результатов подсчета запасов газа и газового конденсата Веселовского и Мирненского газоконденсатных месторождений.

Согласно проведенным расчетам объем газа, мигрировавшего из нижне-среднеюрских отложений ВСВ в нижнемеловые, составляет около 380 млрд. м3. При этом учитывалась только зона распространения нижне- среднеюрских отложе-

ПИЙ в пределах ВСВ и не учитывалось возможное влияние миграционных процессов из прилегающих территорий. Не исключено, что в формировании Мирненского, Северо-Мирненского и других газоконденсатных месторождений, в частности в пределах ПСП, помимо мезозойских отложений ВСВ могли принимать участие глубокопогруженные отложения зоны Манычских прогибов. Об этом свидетельствует более высокое значение содержания газообразных УВ в жидких па Мирнен-ском месторождении (14000 - 15000 м3/т), чем на Веселовском (7000 ^ 8000 м3/т).

Таким образом, в нижнемеловых отложениях в пределах ВСВ и на сопредельных территориях следует ожидать обнаружения газоконденсатных залежей. В верхнеюрских отложениях в западной части изучаемой территории возможно обнаружение первичных нефтяных и нефтегазоконденсатных залежей, в восточной - вторичных по генезису газоконденсатных и газовых.

Учитывая процессы переформирования залежей УВ в ходе геологического развития территории исследования и принимая коэффициент аккумуляции УВ (Как) равным 0,06 (П. А. Петренко и др. ИГиРГИ, 2000), начальные суммарные ресурсы углеводородного сырья в мезозойских отложениях ВСВ составят 297,77 млн т. у. т., в т. ч. в юрских отложениях - 14,5 млн т. у. т., в нижнемеловых - 283,27 млн т. у. т.

В пятом разделе главы рассматриваются наиболее перспективные направления поиска скоплений УВ в мезозойских отложениях ВСВ.

Анализ накопленных геологических и геохимических материалов указывает на наличие в мезозойских отложениях ВСВ и сопредельных с ней территориях различных типов ловушек, заполненных газокопденсатом и газом.

При планирован™ работ по выявлению залежей УВ в первую очередь заслуживают внимания зоны выклинивания юрских и нижнемеловых отложений, характеризующиеся благоприятными условиями для образования литологических и стратиграфических ловушек. Предполагается также нефтегазоносность нижнемеловых отложений в северной части ВСВ и на прилегающих к ней территориях.

По результатам изучения отложений юрского и нижнемелового возрастов, с учетом условий генерации УВ и направлений их миграции, к наиболее перспективным следует отнести следующие территории.

1. В пределах распространения юрских отложений:

- зона сочленения ВСВ с Минераловодским выступом (зона выклинивания нижне- среднеюрских отложений), где возможно обнаружение залежей УВ литоло-гаческого и стратиграфического классов;

- восточная часть ВСВ и зона ее сочленения с ТКПП (зоны распространения соленосной верхнсюрской покрышки и выклинивания верхнеюрских отложений), где возможно обнаружение залежей УВ литологического, стратиграфического и структурного классов.

2. В пределах распространения нижнемеловых отложений:

- западная и северо-западная части ВСВ (зоны выклинивания неокомских и апт-ских отложений), где возможно обнаружение залежей УВ литологического класса;

- северная и северо-восточная части ВСВ, а также зона ее сочленения с восточным склоном СС и с ПСП, где возможно обнаружение залежей УВ структурного класса

Для повышения эффективности работ при поисках залежей нефти и газа в наиболее перспективных зонах необходимо провести комплекс детальных геофизических исследований.

Заключение

Проведённые автором исследования позволяют сделать следующие выводы о геолого-геохимических условиях нефтегазоносное™ мезозойских отложений ВСВ.

1. На основании реконструкции условий осадконакопления в мезозойское время на территории ВСВ было установлено, что ОВ мезозоя формировалось в морском бассейне за счёт отложения и накопления остатков преимущественно морских организмов.

2. По данным изучения геохимического материала, характеризующего неф-тегазо-генерационные возможности пород, в разрезе мезозойских отложений выделяются следующие НГМП: терригенные отложения нижней, средней юры и нижнего мела, содержащие ОВ преимущественно смешанного состава.

3. Количественные значения геохимических параметров (Сорг, ХБ, СББ, TOC, Sb S2, Tmax) свидетельствуют о том, что на современном этапе геологического развития исследуемой территории НГМП мезозойского возраста обладают в основном низким остаточным генерационным потенциалом и в значительной степени исчерпали свои нефтематеринские возможности.

4. Моделирование процессов эволюции ОВ позволило установить, что максимальная реализация его нефтематеринского потенциала в мезозойских отложениях на территории ВСВ наступает в интервале значений Тшах ~ 422 - 462 °С (R°~ 0,45- 1,15%), соответствующем ГЗН. Полученные результаты позволяют определять в разрезе мезозойских отложений пространственное положите границ ГЗН.

5. Изучение положения зон преимущественной нефте- и газогенерации показало, что в восточной, наиболее погруженной части ВСВ, мезозойские (юрские и частично нижнемеловые) отложения находятся в ГЗГ, на остальной части территории исследования - в ГЗН.

6. Выполненная качественная и количественная оценка перспектив нефтегазо-носности, а также разработанная схема формирования залежей УВ позволяют обоснованно планировать поиски газоконденсатных скоплений в юрских отложениях юго-восточной части ВСВ, а в нижнемеловых отложениях - в зоне ее сочленения с восточным склоном СС и с ПСП.

Основные положения диссертации опубликованы в следующих работах:

В ведущих рецензируемых научных журналах и изданиях, рекомендованных ВАК РФ:

1. Папоротная А. А. Условия накопления и закономерности распределения органического вещества в мезозойских отложениях Восточно-Ставропольской впадины // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2010, № 6. -С. 20 - 26 (Соавторы А. А. Ярошенко, П. В. Бигун) (автора - 0,51 у.п. л.),

2. Папоротная А. А. Катагенез органического вещества и оценка нефтегазогене-рационных свойств мезозойских отложений Восточно-Ставропольской впадины // Вестник Северо-Кавказского государственного технического университета. 2011, № 4 (29). - С. 91 - 97 (Соавторы А. А. Ярошенко, П. В. Бигун) (автора - 0,35 у.п.л.).

3. Папоротная А. А. Фазовая зональность углеводородных скоплений в юрских и неокомских отложениях Восточно-Ставропольской впадины // Вестник СевероКавказского государственного технического университета. 2011, №4 (29). -С. 97- 100 (Соавтор А. А. Ярошенко) (автора - 0,30 у.п.л.).

4. Папоротная А. А. Условия формирования углеводородных скоплений в мезозойских отложениях Восточно-Ставропольской впадины // Нефтегазовая геология. Теория и практика. Электрон, науч. журнал. 2011. Т.6. №3. -http://wvvw.ngtp.rU/rub/4/30_201 l.pdf. (Соавтор А. А. Ярошенко) (автора-0,28у.п.л.).

В научных изданиях:

5. Папоротная А. А. Основные черты геологического строения мезозойских отложений Восточно-Ставропольской впадины // Сборник тезисов докладов III научно-практической конференции молодых ученых и специалистов «Газовой отрасли -энергию молодых ученых!». - Ставрополь: РИО ОАО «СевКавНИПИгаз». - 2008. - С. 13-15 (Соавтор А. А. Ярошенко) (автора -0,06 у.п.л.).

6. Папоротная А. А. Термобарические условия мезозойских отложений Восточно-Ставропольской впадины // Материалы XII региональной научно-технической конференции «Вузовская наука - Северо-Кавказскому региону». - Ставрополь: Сев-КавГТУ. - 2008. - С. 156 (Соавтор А. А. Ярошенко) (автора - 0,06 у.п.л.).

7. Папоротная А. А. Особенности геологического строения Восточно-Ставропольской впадины // Специализированный сборник «Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений». - Москва: ООО «ИРЦ Газпром». - 2008. - С. 21 - 26 (Соавтор А. А. Ярошенко) (автора - 0,82 у.п.л.).

8. Папоротная А. А. Геолого-геохимические предпосылки нефтегазоносности мезозойских отложений Восточно-Ставропольской впадины // Материалы IX международной конференции «Новые идеи в науках о Земле». - Москва: Изд-во Российского государственного геологоразведочного университета имени Серго Орджоникидзе. -2009. - С. 140 (Соавтор А. А. Ярошенко) (автора - 0,03 у.п.л.).

9. Папоротная А. А. Условия формирования нефтегазового потенциала мезозойских отложений Восточно-Ставропольской впадины // Материалы XXXVIII научно-технической конференции по итогам работы профессорско-преподавательского состава, аспирантов и студентов СевКавГТУ за 2008 г. - Ставрополь: СевКавГТУ. - 2008 -С. 110 - 111 (Соавторы А. А. Ярошенко, П. В. Бигун) (автора - 0,006 у.п.л.).

10. Папоротная А. А. Выделение нефтегазоматеринских толщ и типизация органического вещества мезозойских пород Восточно-Ставропольской впадины // Материалы VIII Международной научно-практической конференции студентов, аспирантов и научных работников «Международные и отечественные технологии освоения природных минеральных ресурсов и глобальной энергии», № 3 (34). - Астрахань: Издательский дом «Астраханский университет». - 2009. - С. 93 - 95 (Соавтор А. А. Ярошенко) (автора-0,07 у.п. л.).

11. Папоротная А. А. Гидрогеологические условия формирования и сохранности залежей углеводородов в мезозойских отложениях Восточно-Ставропольской впадины // Сборник тезисов докладов IV научно-практической конференции молодых ученых и специалистов «Газовой отрасли - энергию молодых ученых!». - Ставрополь: РИО ОАО «СевКавНИПИгаз». - 2010. - С. 8 - 9 (Соавтор А. А. Ярошенко) (автора-0,30 у.п.л.).

ПАПОРОТНАЯ АННА АЛЕКСАНДРОВНА

ГЕОЛОГО-ГЕОХИМИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ МЕЗОЗОЙСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ ВОСТОЧНО-СТАВРОПОЛЬСКОЙ ВПАДИНЫ

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

Подписано в печать 01.11.11 Формат 60x84 1/16 Усл.печ.л. 1,4 Уч.-изд. л. 1,47 Бумага офсетная_Тираж 150 экз._Заказ 624

Отпечатано в Издательско-полиграфическом комплексе Ставропольского государственного университета. 355009, Ставрополь, ул.Пушкина, 1.

Содержание диссертации, кандидата геолого-минералогических наук, Папоротная, Анна Александровна

Введение.

1 Состояние изученности мезозойских отложений Восточно-Ставропольской впадины.

2 Геологическое строение и нефтегазоносность мезозойских отложений Восточно-Ставропольской впадины.

2.1 Литолого-стратиграфическая характеристика.

2.2 Тектоника.

2.3 Нефтегазоносность.

2.3.1 Признаки нефтегазоносности мезозойских отложений Восточно-Ставропольской впадины и сопредельных территорий.

2.3.2 Характеристика регионально нефтегазоносных комплексов Восточно-Ставропольской впадины.

2.4 Гидрогеологические условия и термобарический режим.

2.4.1 Гидрогеологическая характеристика водоносных горизонтов

2.4.2 Характеристика современных температур и давлений.

3 Модель нефтегазообразования.

3.1 Геохимическая характеристика органического вещества пород.

3.1.1 Закономерности распределения, условия накопления и захоронения органического вещества.

3.1.2 Выделение нефтегазоматеринских толщ и определение типа керогена.

3.2 Условия реализации нефтегазоматеринского потенциала пород.

3.2.1 Генерационная зональность в распределении углеводородных скоплений, модель генерации нефти и газа и катагенез органического вещества пород.

4 Оценка перспектив нефтегазоносности мезозойских отложений по геохимическим показателям 113 4.1 Оценка первичного фазового состояния углеводородных скоплений.

4.2 Количественная модель генерации УВ.

4.3 Общая схема формирования залежей углеводородов.

4.3.1 Гидрогеологические условия.

4.3.2 Палеотектонические условия.

4.4 Прогноз современного фазового состояния углеводородных скоплений мезозойских отложений.

4.5 Наиболее перспективные направления поиска скоплений УВ в мезозойских отложениях ВСВ.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Геолого-геохимические условия нефтегазоносности мезозойских отложений Восточно-Ставропольской впадины"

Актуальность проблемы. Большинство нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений Ставропольского края находится на завершающей стадии разработки, что затрудняет нормальное функционирование топливно-энергетического комплекса региона. В этих условиях решение проблемы стабильного снабжения края углеводородами (УВ) из собственных месторождений становится все более актуальным.

Реальными путями наращивания ресурсной базы УВ являются, главным образом, открытие, разведка и освоение новых залежей. При этом в качестве одного из наиболее перспективных объектов рассматриваются глубокопогруженные мезозойские отложения Восточно-Ставропольской впадины (ВСВ). Проведенные на этой территории ранее геологоразведочные работы (ГРР) не позволяют сделать однозначных и достаточно обоснованных заключений, касающихся различных аспектов процесса поиска залежей нефти и газа. Существует ряд нерешенных проблем, связанных с выяснением особенностей геологического строения и нефтегазоносности мезозойского комплекса пород. Для решения этих проблем требуется детальное изучение условий осадконакопления, закономерностей изменения литологического состава пород и содержания в них органического вещества (ОВ), степени его преобразования. Необходимо также обоснование условий генерации, миграции, аккумуляции УВ, установление времени формирования ловушек, выполнение качественной и количественной оценки перспектив нефтегазоносности мезозойских отложений.

Основные задачи исследований:

1. Уточнение геологического строения, литолого-фациальных и палеогеографических условий образования мезозойского комплекса пород всв.

3. Разработка модели нефтегазообразования и нефтегазонакопления в мезозойских отложениях.

4. Качественная и количественная оценка перспектив нефтегазоносности мезозойских отложений.

Научная новизна:

1. Уточнена модель геологического строения ВСВ, составленная с использованием современных программных продуктов обработки информации.

3. Разработана схема формирования залежей УВ в мезозойских отложениях ВСВ и сопредельных территорий, впервые учитывающая возможность их переформирования в процессе геологического развития региона.

Основные защищаемые положения:

1. Условия накопления ОВ в мезозойских отложениях ВСВ, закономерности изменения его содержания, состава и свойств. Накопление ОВ связано с фациями, выраженными преимущественно глинистыми разностями, формировавшимися в восстановительных условиях морского бассейна. В нижне- среднеюрских отложениях получили распространение ОВ смешанного кероген II типа) и гумусового (кероген III типа) составов, в нижнемеловых отложениях - OB смешанного состава.

2. Глубинная и площадная катагенетическая зональность OB мезозойских отложений. В восточной, наиболее погруженной части территории исследования, мезозойские (юрские и частично нижнемеловые) отложения подверглись наибольшему катагенетическому преобразованию и находятся в главной (глубинной) зоне газообразования (ГЗГ), на остальной части - в главной зоне нефтеобразования (ГЗН).

- совершенствование методов поисков и разведки месторождений нефти и газа.

В соответствии с областью исследования специальности 25.00.12 Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений проблемы, рассмотренные в диссертационной работе, соответствуют пунктам:

- геохимия нефти и газа;

- условия формирования скоплений нефти и газа в земной коре;

- миграция УВ.

Фактический материал. Основой диссертационной работы послужили результаты экспериментальных и теоретических исследований, проведенные автором в период с 2006 по 2011 годы. Автором собран и обработан обширный материал по данным бурения 380 скважин, геохимическим, геофизическим и гидрогеологическим исследованиям, проведенным в пределах ВСВ и на сопредельных территориях: результаты изучения кернового материала (1070 образцов пород) и ОВ пород (химико-битуминологический анализ - 1870 определений, спектральный анализ - 130 определений, пиролитические исследования в модификации «Коск-Еуа1» - 44 определения, углепетрографический анализ - 400 определений, микроскопическое изучение шлифов пород - 45 определений), устьевых и глубинных проб водорастворенных и свободных газов (79 определений). При выполнении работы использовались также некоторые материалы научных и производственных организаций (НИИ ПНТ НП СевКавГТУ, ОАО «СевКавНИПИгаз», ООО «РН - Ставропольнефтегаз», ИГиРГИ и др.) и многочисленные публикации, посвященные данной тематике.

Апробация и публикации. Основные положения диссертации прошли первичную апробацию на III и IV научно-практических конференциях молодых ученых и специалистов «Газовой отрасли - энергию молодых ученых!» (г. Ставрополь, 2008 и 2010 гг); XII региональной научно-технической конференции «Вузовская наука - Северо-Кавказскому региону» (г. Ставрополь, 2008 г.); XXXVIII научно-технической конференции по итогам работы профессорско-преподавательского состава СевКавГТУ за 2008 год (г. Ставрополь, 2009 г), IX Международной конференции «Новые идеи в науках о земле» (г. Москва, 2009 г.), VIII Международной научно-практической конференции студентов, аспирантов и научных работников «Международные и отечественные технологии освоения природных минеральных ресурсов и глобальной энергии» (г. Астрахань, 2009 г.).

Публикации: Основные положения диссертационной работы опубликовано в 12 работах, из них пять - в журналах, рекомендованных ВАК Минобрнауки РФ.

Заключение Диссертация по теме "Геология, поиски и разведка горючих ископаемых", Папоротная, Анна Александровна

Заключение

Проведённые автором исследования позволяют сделать следующие выводы о геолого-геохимических условиях нефтегазоносности мезозойских отложений ВСВ.

2. По данным изучения геохимического материала, характеризующего нефтегазо-генерационные возможности пород, в разрезе мезозойских отложений выделяются следующие НГМП: терригенные отложения нижней, средней юры и нижнего мела, содержащие ОВ преимущественно смешанного состава.

3. Количественные значения геохимических параметров (Сорг, ХБ, СББ, ТОС, Бь 82, Тшах) свидетельствуют о том, что на современном этапе геологического развития исследуемой территории НГМП мезозойского возраста обладают в основном низким остаточным генерационным потенциалом и в значительной степени исчерпали свои нефтематеринские возможности.

4. Моделирование процессов эволюции ОВ позволило установить, что максимальная реализация его нефтематеринского потенциала в мезозойских отложениях на территории ВСВ наступает в интервале значений Тшах ~ 422 462 °С (Я0 ~ 0,45 1,15 %), соответствующем ГЗН. Полученные результаты позволяют определять в разрезе мезозойских отложений пространственное положение границ ГЗН.

5. Изучение положения зон преимущественной нефте- и газогенерации показало, что в восточной, наиболее погруженной части

ВСВ, мезозойские (юрские и частично нижнемеловые) отложения находятся в ГЗГ, на остальной части территории исследования - в ГЗН.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата геолого-минералогических наук, Папоротная, Анна Александровна, Ставрополь

1. Аввакумов А. Н. О формировании залежей углеводородов в нижнемеловых отложениях Центрального Предкавказья / А. Н. Авакумов,

2. A. С. Панченко, И.С. Шумейко // Тр. СКФ ВНИИгаза- Орджоникидзе: ИР, 1971.-Вып. 3.-С. 104-111.

3. Акрамходжаев А. М. Нефть и газ продукты преобразования органического вещества. - М.: Недра, 1982. - 261 с.

4. Алексин А. Г. Литологические и стратиграфические залежи нефти и газа Предкавказья / А. Г. Алексин, Г. Т. Юдин, В. И.Корнеев, А. И. Дьяконов. М.-Наука, 1970.-90 с.

5. Амосов И. И. Палеотемпературы преобразования нефтегазоносных отложений / И.И. Амосов, В.И. Горшков, Н.П. Гречишников. М.: Наука, 1980.- 112 с.

6. Аммосов И. И. Палеотемпература нефтеносных пород / И.И. Амосов,

7. B.И. Горшков // Проблемы диагностики условий и зон нефтеобразования. -М.: ИгиРГИ, 1971 . -С. 19-30.

8. Баженова О. К. Геология нефти и газа: Учебник / O.K. Баженова, Ю.К. Бурлин, Б.А. Соколов, В.Е. Ханин; Под ред. Б.А. Соколова. Изд. 2-е, перераб. и доп. - М.: МГУ, 2004. - 384 с.

9. Барташевич О. В. Нефтегазопоисковая битуминология. М.: Недра, 1984.-244 с.

10. Близниченко С. И. О перспективах нефтегазоносности доюрских отложений Предкавказской плиты / С.И Близниченко, A.C. Перехода // Реф. сб. ВНИИЭгазпрома, Геология и разведка газовых и газоконденсатных месторождений. -М., 1980г, №4, с.9-15.

11. ИР, 1971. Вып. 3,-С. 171-177.

12. Ботнева Т. А. Цикличность процессов нефтегазообразования. М.: Недра, 1972.-254 с.

13. Бочкарев В. А. Строение и формирование залежей углеводородов месторождения им. Филановского / В. А. Бочкарев, С. Б. Остроухов, А.Г. Алексеев // Нефтепромысловое дело. М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2010 -№2.

14. Брод И. О. Залежи нефти и газа. М.: Гостоптехиздат, 1951. - 340 с.

15. Бурштар М. С. Образование и размещение нефти и газа в платформенных условиях / М. С. Бурштар, А. Д. Бизнигаев. М.: Недра, 1969.-344 с.

16. Бурштар М. С., Швембергер Ю.Н. Осадочно-вулканогенный комплекс Восточного Предкавказья / М.С. Бурштар, Ю.Н. Швембергер // Литология и полезные ископаемые, 1973. № 6. - С. 58-67.

17. Бурштар М. С. Основы теории формирования залежей нефти и газа. М.: Недра, 1973. - 256 с.

18. Вассоевич Н. Б. Главная фаза нефтеобразования / Н.Б. Вассоевич, Ю.И. Корчагина, Н.В. Лопатин, В.В. Чернышев // Вестн. МГУ. Сер. геол. -1969. №6.- С. 3 -27.

19. Вассоевич Н. Б. Теория осадочно-миграционного происхождения нефти (исторический обзор и современное состояние) / Изв. АН СССР. Сер. геол.- 1967.-№ 11.-С. 135 156.

20. Вассоевич Н. Б. Геохимия органического вещества и происхождения нефти / Изб. тр. М.: Наука, 1986. - 237 с.

21. Верзидин Н. Н. Методы палеогеографических исследований / Н. Н. Верзилин. Л.: Недра, 1979. - 247 с.

22. Высоцкий И. В. Формирование нефтяных, газовых и конденсатногазовых месторождений / И.В. Высоцкий, В.И. Высоцкий М.: Недра, 1986.-228 с.

23. Вышемирский B.C. Миграция рассеянных битумоицов / В. С. Вышемирский, А.Э. Конторович, A.A. Трофимук. Новосибирск: Наука, Сиб. отд., 1971.-168 с.

24. Гассоу У. К. Основные положения гипотезы дифференциального улавливания нефти и газа // Проблемы нефтяной геология в освещении зарубежных ученых. М., 1966, с.

25. Гидрогеология мезозойских отложений Северного Кавказа в связи с газоносностью; Под ред. Клименко A.A., Панченко A.C. // Тр. СевКавНИИгаза. Орджоникидзе: ИР, 1973. - Вып. 6. - 148 с.

26. Гофман Е. А. Мезозойско-кайнозойские комплексы Предкавказья (строение и корреляция) / Е.А. Гофман, И.Э. Сорокина, В. Л. Егоян и др. -М.: Наука, 1988.-94 с.

27. Добрынин В. М. Методы прогнозирования аномально высоких пластовых давлений / В. М. Добрынин, В. А.Серебряков. М.: Недра, 1978. - 232 с.

28. Дюнин В. И. Гидрогеодинамика глубоких горизонтов нефтегазоносных бассейнов. М.: Научный мир, 2000. 472 с.

29. Дюнин В. И. Методика изучения глубокого подземного стока. М.: Недра, 1985. 136 с.

30. Ермолкин В. И. Критерии прогноза фазовой зональности углеводородов в осадочных толщах земной коры / В.И. Ермолкин, Э.А. Бакиров, Е.И. Сорокова и др.; Под ред. д-ра геол. минер, наук, проф. В.И. Ермолкина. - М.: Недра, 1998. - 320 с.

31. Карцев A.A. Основы геохимии нефти и газа. М.: Недра, 1978.279 с.

32. Кисин И. Г. Гидродинамические аномалии в подземной гидросфере. М.: Наука, 1975.- 135 с.

33. Киссин И. Г. Восточно-Предкавказский артезианский бассейн. М.: Наука, 1964. 239 с.

34. Косарев В. С. Перспективы поисков неантиклинальных залежей нефти и газа в зоне восточного обрамления Северо-Кавказского краевого массива / В. С. Косарев, А. Н Марков. Геология нефти и газа, 1985. - № 2. -С. 53 - 59.

35. Ларская Е. С. Диагностика и методы изучения нефтегазоматеринских толщ / Е.С. Ларская. М.: Недра, 1983. - 200 с.

36. Летавин А. И. Тектоника и нефтегазоносность Северного Кавказа / А.И. Летавин, В.Е. Орел, С.М. Чернышев и др. М.: Наука, 1987. - 104 с.

37. Лопатин Н. В. Пиролиз в нефтегазовой геохимии / Н.В.Лопатин, Т.П. Емец. М.: Наука, 1987. - 403 с.

38. Методическое руководство по количественной и экономической оценке ресурсов нефти, газа и конденсата России / В.В. Аленин, Ю.Н. Батурин, М.Д. Белонин и др. М.: ВНИГНИ, 2000. - 189 с.

39. Моделевский М. С. Новое в прогнозировании нефтегазоносности / Тем. науч. техн. обзор. М.: - ВНИИОЭНГ, 1972. - 89 с.

40. Наумов Р. И. К методике реконструкции рельефа для ЗападноСибирского раннемелового бассейна / Геология и геофизика. 1977. -Вып. 10.-С. 38 -47.

41. Нейман В. Б, Теория и методика палеотектонического анализа / М.: Недра, 1969. 240 с.В. Б. Нейман. - М.: Недра, 1984. - 80 с.

42. Неручев С. Г. Нефтепроизводящие свиты и миграция нефти / С. Г. Неручев. М.: Недра, 1969. - 240 с.

43. Неручев С. Г., О шкале катагенеза в связи с нефтегазообразованием / С.Г. Неручев, Н.Б.Вассоевич, Н.В. Лопатин // Тр. ХХМ сессии Междунар. геологич. конгресса. Гор. ископаемые. М.: Наука, 1976. - С.47 - 62.

44. Никаноров А. М. Гидрогеология нефтяных и газовых месторождений Центрального и Восточного Предкавказья / А.М. Никаноров, М.В. Мирошников // Тр. СевКавНИПИнефть. Вып. 17. - М.: Недра. 1972. -279 с.

45. Орел В. Е. Геология и нефтегазоносность Предкавказья / В.Е. Орёл, Ю.В. Распопов, А.П. Скрипкин и др. М.: ГЕОС, 2001. - 299 с.

46. Орджоникидзе: ИР, 1971. Вып. 3. - С. 171 - 177.

47. Папоротная А. А. Особенности геологического строения Восточно-Ставропольской впадины / А. А. Папоротная, A.A. Ярошенко //

48. Специализированный сборник «Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений». Москва: ООО «ИРЦ Газпром», 2008. - С. 21-26.

49. Парпарова Г. М. Катагенез и нефтегазоносность / Г.М. Парпарова, С.Г. Неручев, A.B. Жукова и др. Д.: Недра, 1981. - 240 с.

50. Пяткова А. Г. Гидрогеохимическая зональность пермо-триасового комплекса Восточного Предкавказья / Пяткова А.Г., Комаревцев А.Г. //Материалы VI региональной научно-технической конференции СевКавГТУ, 24-25 октября 2002 г. Ставрополь, 2002. - С. 28 - 31.

51. Пяткова А. Г. Гидродинамическая зональность пермо-триасового комплекса платформенной части Восточного Предкавказья / Пяткова А.Г.,

52. Ярошенко А. А. // VII Международный симпозиум "Проблемы геологии и освоения недр", 14-18 апреля 2003 г. Томск, 2003. - С. 77-79

53. Резников А. Н. Прогноз фазового состояния углеводородных скоплений на больших глубинах по хронобаротермическим критериям. Советская геология. 1988. № 5. - С. 2-11.

54. Савельева Л. М. Триас Восточного Предкавказья. М.: Наука, 1978.-90 с.

55. Савенков Ю. И., Проблемы освоения газовых ресурсов СК. / Тр. ВНИИЭгазпрома. М.: ВНИИЭгазпром, 1978. - Вып. 1/18 - С.8 - 15.

56. Савченко В. П. Методика направленных поисков газовых место рождений / В. П. Савченко // Тр. ВНИИГаза. М.: Недра, 1968. -Вып. 42/50-С. 5-55.

57. Савченко В. П. Аргон и гелий как индикаторы условий происхождения нефти и газа. Газовая промышленность, 1958. - Вып. 5. -С. 1 -5.

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

59. Суббота М. И. Методы обработки и интерпретации результатов гидрогеологических исследований в нефтегазопоисковых целях / М. И. Суббота, Клейменов В. Ф., Стадник Е. В., Яковлев Ю. И., Ларикова Ю. И., Широков В. Я. М., 1972. - 224 с.

60. Суббота М. И. Первичная миграция и нефтегазоносность осадочных бассейнов / М.И. Суббота, А.Ф. Романюк, В.Ф. Клейменов, В.П. Ильченко -М.: ВНИГНИ, 1988. С. 37 - 42

61. Теоретические основы и методы поисков и разведки скоплений нефти и газа: Учебник для вузов. 3-е изд., перераб. и доп. / A.A. Бакиров, Э.А. Бакиров, B.C. Мелик-Пашаев и др.; Под ред. A.A. Бакирова. - М.: Высш. шк., 1987.-384 с.

62. Тиссо Б. Образование и распространение нефти / Б. Тиссо, Д. Вельте; пер. с анг. А.И. Конюхова, Г.В. Семерникова, В.В. Чернышева; Под ред. Н.Б. Вассоевича-М.: Мир, 1981.-501 с.

63. Ханин А. А. Породы-коллекторы нефти и газа и их изучение. М.: Недра, 1969.-368 с.

64. Чахмахчев В. А. Геолого-геохимические методы оценки нефтегазоносности локальных объектов / В.А. Чахмахчев, A.A. Аксенов, Е.А. Барс и др. М.: ИГиРГИ, 1993. - 207 с.

65. Ярошенко А. А. Методические аспекты определения типа рассеянного органического вещества пород методом экспресс-пиролиза «Rock-Eval» / A.A. Ярошенко, О.В. Скрипнюк // Сб. науч. тр. ОАО «СевКавНИПИгаз», Ставрополь: Изд-во СевКавНИПИгаз, 2008. - С. 22-31

66. Ярошенко А. А. Условия накопления и закономерности распределения органического вещества в мезозойских отложениях Восточно-Ставропольской впадины / А. А. Ярошенко, A.A. Папоротная, П. В. Бигун //

67. Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений». М.: ОАО «ВНИИОЭНГ» 2010. - № 6. - С. 20 - 26.

68. Espitalié J., Deroo G., Marguis F. La pyrolyse «Rock-Eval» et ses applications. Revue de IIFP. 1985. -V.40, - № 5. - P. 563 - 579 (1 partie).

69. Espitalié J., Deroo G., Marguis F. La pyrolyse «Rock-Eval» et ses applications. Revue de IIFP. 1985. -V.40, - № 6. - P. 755 - 784 (2 partie).

70. Peters K.E. Guidelines for evaluating petroleum source-rock using programmed pyrolysis. AAPG Bull., 1986. -Y. 70. - № 3. - P. 318 - 329.

Информация о работе

Папоротная, Анна Александровна
кандидата геолого-минералогических наук
Ставрополь, 2011
ВАК 25.00.12

Диссертация

Геолого-геохимические условия нефтегазоносности мезозойских отложений Восточно-Ставропольской впадины - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы