Геолого-геохимические условия нефтегазоносности палеоцен-эоценовых отложений Центрального и Восточного Предкавказья

Луканова, Олеся Олеговна

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Геолого-геохимические условия нефтегазоносности палеоцен-эоценовых отложений Центрального и Восточного Предкавказья
ВАК РФ 25.00.12, Геология, поиски и разведка горючих ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Геолого-геохимические условия нефтегазоносности палеоцен-эоценовых отложений Центрального и Восточного Предкавказья"

На правах рукописи

ЛУКАНОВА ОЛЕСЯ ОЛЕГОВНА

ГЕОЛОГО-ГЕОХИМИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИПАЛЕОЦЕН-ЭОЦЕНОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ ЦЕНТРАЛЬНОГО И ВОСТОЧНОГО ПРЕДКАВКАЗЬЯ

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

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

[84532

1 2 МАЙ 2011

Краснодар-2011

4845327

Работа выполнена в ОАО «СевКавНИПИгаз»

Научный руководитель: кандидат геолого-минералогических наук,

доцент, академик МАМР, чл. - кор. АТН РФ Ярошенко Анатолий Андреевич

Официальные оппоненты: доктор геолого-мииералогических наук,

профессор

Сианисян Эдуард Саркисович

кандидат геолого-минералогических наук Моллаев Зелимхан Хусеынович

Ведущая организация: ГОУ ВПО Северо-Кавказский государственный технический университет (СевКавГТУ), г. Ставрополь

Защита диссертации состоится «29» апреля 2011 года в 14 часов на заседании диссертационного совета Д 212.101.09 по геологии, поискам и разведке нефтяных и газовых месторождений в Кубанском государственном университете по адресу: 350040. г. Краснодар, ул. Ставропольская 149, ауд. 105.

С диссертацией можно ознакомиться в научной библиотеке Кубанского государственного университета.

Автореферат разослан » марта 2011г.

Ученый секретарь диссертационного совета доктор технических наук

В.И. Гуленко

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. В условиях сокращения минерально-сырьевой базы, обусловленного истощением залежей углеводородов (УВ) в мезозойских отложениях Центрального и Восточного Предкавказья и невысокой эффективностью проводимых здесь геологоразведочных работ (ГРР), все более очевидной становится необходимость оценки перспектив нефтегазоносности палеоцен-эоценовых отложений, как одного из объектов прироста запасов УВ. Несмотря на длительный период изучения палеоцен-эоценовых отложений на территории Ставропольского края состояние их изученности в настоящее время, на фоне высокой степени освоенности ресурсов УВ в регионе в целом, остается недостаточным для решения многих актуальных проблем нефтегазоносности, связанных, прежде всего, со специфическими условиями формирования ловушек и залежей УВ в нетрадиционных породах-коллекторах (глинистые, глинисто-карбонатные) и т. п.

Целью работы является обоснование перспектив нефтегазоносности палеоцен-эоценовых отложений Центрального и Восточного Предкавказья (территория Ставропольского края) на базе обширного геолого-геохимического материала, полученного с помощью современных аналитических методов исследований.

Основные задачи исследования:

1. Изучение особенностей геологического строения и нефтегазоносности палеоцен-эоценовых отложений, палеогеографических и фадиальных условий их формирования и накопления органического вещества (ОВ).

2. Установление закономерностей изменения по площади и разрезу свойств и состава ОВ и УВ палеоцен-эоценовых отложений.

3. Выявление особенностей катагенетических преобразований ОВ палеоцен-эоценовых отложений.

4. Обоснование условий генерации УВ и формирования их скоплений в палеоцен-эоценовых отложениях с использованием результатов геохимических методов исследований.

5. Качественная и количественная оценка перспектив нефтегазоносности палеоцен-эоценовых отложений Центрального и Восточного Предкавказья (территория Ставропольского края) по геохимическим показателям.

Научная новизна:

1. На основе анализа результатов комплекса геохимических методов изучения ОВ палеоцен-эоценовых отложений Центрального и Восточного Предкавказья и детальных исследований палеогеографических и фациальных условий их формирования выявлены генетические типы (подтипы) рассеянного в породах ОВ и впервые составлены схемы, отражающие закономерности его распространения.

2. Разработана новая модель катагенетического преобразования ОВ и генерации УВ в нефтегазоматеринских породах (НГМП) палеогена изучаемой территории с использованием результатов люминесцентно-битуминологического, пиролитического и углепетрографического анализов рассеянного в породах ОВ, а также данных о современных и палеотермобарических условиях недр.

3. Впервые составлена схема раздельного прогноза на нефть и газ палеоцен-эоценовых отложений по комплексу геохимических показателей.

4. Проведена количественная оценка перспектив нефтегазоносности палеоцен-эоценовых отложений территории исследования с использованием новой геолого-геохимической информации.

Защищаемые положения:

1. Выявленные закономерности распространения ОВ разного происхождения в палео-цен-эоценовых отложениях. На основной части Центрального Предкавказья преобладает сапропелево-тумусовый подтип ОВ, в Восточном Предкавказье - гумусово-сапропеяевый подтип. Доля сапропелевой составляющей закономерно увеличивается в восточном и юго-восточном направлениях, что обусловлено палеогеографическими и фациальными условиями осадконакопления.

2. Модель катагенетического преобразования ОВ пород палеогенового возраста, составленная по результатам анализа комплекса геохимических параметров, позволяющая определять положение зон генерации УВ разного фазового состояния. Генерация жидких УВ начинается при палеотемпературах, близких к 100 °С (температура максимума выхода У В, Тмах= 421 426 °С, отражательная способность витринита, 1С = 0,5 0,55 % - в зависимости от подтипа ОВ).

3. Установленные нефтегазогенерационные потенциалы пород палеоцен-эоцена, в наибольшей степени реализованные на территории Восточно-Ставропольской впадины (восточная часть), Прикумской системы поднятий, Ногайской ступени и северного борта Терско-Каспийского передового прогиба. Для формирования газовых скоплений условия более благоприятны в пределах Центрального Предкавказья, а нефтяных - Восточного Предкавказья. Наибольшим нефтегазогенерационным потенциалом обладают отложения кумского возраста.

4. Оценка прогнозных ресурсов УВ, проведенная с использованием современных представлений о геологическом строении палеоцен-эоценом,к отложений и геохимических особенностей, содержащегося в них ОВ, подтверждающая целесообразность постановки ГРР для поиска нефтяных скоплений на территории Восточного Предкавказья. Первоочередным объектом работ являются кумские отложения.

Практическая значимость и реализация результатов. Использование разработанной модели катагенетического преобразования ОВ пород палеогенового возраста и генерации УВ, а также построенной с ее помощью схемы раздельного прогноза на нефть и газ позволяет достаточно точно определять граничные интервалы проявления главной фазы неф-теобразования (ГФН) в процессе катагенеза и выявлять положение главной зоны нефтеоб-разования (ГЗН) как в разрезе отложений, так и в плане на территории их распространения. Результаты, полученные автором, могут быть использованы при планировании ГРР на нефть и газ в пределах Центрального и Восточного Предкавказья. Разработки автора, касающиеся оценки ресурсной базы УВ палеоцен-эоценовых отложений восточных и юго-восточных районов Ставропольского края, использовались при выполнении 4 научно-исследовательских отчётов НИИ проблем и новых технологий в нефтегазовой промышленное™ (НИИ ПНТ НП) и ОАО «СевКавНИПИгаз», выполненных для Территориального агентства по недропользованию по Ставропольскому краю (2004 г.), ЗАО «Юг-Георесурс» (2006 г.) и ОАО «Газпром» (2007 - 2008 гг.).

Фактический материал. В основу диссертационной работы положены результаты научных исследований, выполненных автором в период с 2004 по 2011 годы и базирующихся на данных бурения, гидрогеологических, геофизических и геохимических материалах по более 300 скважинам, пробуренным на территории Центрального и Восточного Предкавказья (Ставропольский край), изучения кернового материала (около 1400 образцов пород, в т.ч. микроскопическое изучение 70 шлифов), на анализе устьевых и глубинных проб нефтей (134 пробы), свободных, попутных и водорастворенных газов (80 проб), многочисленных публикациях по исследуемой проблеме.

Для решения поставленных в ходе работы пад диссертацией задач автором были исследованы образцы пород палеоцен-эоценового возраста из пробуренных в Ставрополь-

ском крае скважин, подвергшиеся геохимическим исследованиям в специализированных лабораториях НИИ ПНТ НП, ИГиРГИ и ОАО «СевКавНИПИгаз». В частности, в работе использовались данные о содержании в породах органического углерода (180 определений), результаты люминесцентно-битуминологического (около 1000 определений) и пи-ролитического (в модификации «Rock-Eval» - 184 определения) анализов, а также результаты определений отражательной способности витринита.

Апробация работы. Основные положения диссертационной работы прошли первичную апробацию на XXXIV, XXXV и XXXVIII научно-технических конференциях по итогам работы профессорско-преподавательского состава, аспирантов и студентов Сев-КавГТУ за 2004, 2005 и 2008 годы (Ставрополь, 2005, 2006, 2009 гг.); III, IV научно-практических конференциях молодых ученых и специалистов «Газовой отрасли — энергию молодых ученых!» (Ставрополь, 2008, 2010 гг.); XII региональной научно-технической конференции «Вузовская наука - Северо-Кавказскому региону» (Ставрополь, 2008 г.); VIII Международной научно-практической конференции студентов, аспирантов и научных работников «Международные и отечественные технологии освоения природных минеральных ресурсов и глобальной энергии» (Астрахань, 2009 г.); IX Международной конференции «Новые идеи в науках о земле» (Москва, 2009 г.); VII Международной научно-практической конференции «Проблемы добычи газа, газового конденсата, нефти» (Кисловодск, 2010 г.).

Публикации: По теме диссертации опубликовано 13 работ, из них три - в журналах, рекомендованных ВАК Минобрнауки РФ.

Содержание работы. Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав и заключения, изложенных на 168 страницах, иллюстрируется 59 рисунками, содержит 8 таблиц и список использованной литературы из 90 наименований.

Работа выполнена в ОАО «СевКавНИПИгаз» под научным руководством кандидата геол.-минерал. наук, доцента, академика МАМР Ярошенко A.A., которому автор выражает признательность и искреннюю благодарность за всестороннюю помощь при работе над диссертацией. Его чуткое руководство, конструктивная критика и активная поддержка были неоценимы при выполнении данной работы.

Автор благодарит за оказанное содействие и поддержку генерального директора ОАО «СевКавНИПИгаз», заслуженного деятеля науки РФ, доктора техн. наук, профессора P.A. Гасумова.

Автор выражает благодарность за консультации в процессе исследований и помощь в ознакомлении с необходимыми материалами П.В. Бигуну, А.Г. Керимову, С.А. Скрипкину и другим ученым и специалистам.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении сформулированы актуальность, цель, научная новизна и основные задачи диссертационной работы, ее практическая значимость.

Глава 1. Геологическое строение и нефтегазоносность палеоцен-эоценовых отложений

В первом разделе главы кратко рассмотрено состояние изученности палеоцен-эоценовых отложений Центрального и Восточного Предкавказья. Большой вклад в изучение геологического строения и нефтегазоносносги территории исследования внесли

A.П. Карпинский (1883), Н.И. Андрусов (1888), К.А. Прокопов (1908), И.М. Губкин (1920 -1940 гг.), А.Д. Архангельский (1920, 1927), И.О. Брод (1934), Н.Б. Вассоевич (1948),

B.Е. Хаин (1948), А.И. Летавин (1970, 1972), М.С. Бурштар (1969) и ряд других исследователей, которые по существу заложили основы нефтяной геологии в изучаемом регионе.

Во втором разделе главы дана литолого-сгратиграфическая характеристика палеоцен-эоценовых отложений, палеонтологическим обоснованием возраста свит которых и сопоставлением йх разрезов В пределах Центрального и Восточного Предкавказья занимались: Б.П. Жиясченкб (1954), ЛА. Польсгер (1954), Б.А. Онищенко (1985), В.Д. Сомов, Е.К Шуцкая, Л.С. Тер-Григорьянц (1977), Е.И. Пережогина, Н.В. Жевненко (1984) и др.

Палеоцен-эоценовые отложения в пределах рассматриваемой территории распространены практически повсеместно, характеризуются резкой фациальной изменчивость^ и значительным колебанием толщин. Палеоценовый отдел по своим литолого-фациальным особенностям подразделяется на пижпий и верхний подотделы. К нижнему папеоцену относится эльбурганская свита, к верхнему - карапагинская, рассматриваемая ранее под названием свиты Горячего Ключа, и абазинская свиты. В пределах Центрального Предкавказья палеоценовые отложения представлены мощной толщей песчано-алевролитовых пород с глинистыми и карбонатными прослоями, в Восточном Предкавказье - глинистыми и глинисто-карбонатными породами.

Эоценовый отдел представлен нижним и средним (черкесская свита), верхним (керестинская, кумекая, белоглинская свиты) подотделами. Отложения черкесской свиты распространены повсеместно и на большей части изучаемой территории сложены карбонатными глинами, аргиллитами и мергелями. Верхнеэоценовые отложения из-за наличия перерывов в кровельной и подошвенной частях (отдельные поднятия Центрального Предкавказья) развиты не повсеместно и на большей части описываемой территории (кроме северо-западных районов) сложены преимущественно карбонатными разностями с прослоями глин.

В третьем разделе главы кратко рассмотрена тектоника Центрального и Восточного Предкавказья. В современном структурном плане изучаемой территории выделяются следующие тектонические элементы: Западно-Ставропольская впадина, Восточно-Кубанская впадина, Ставропольский свод, Восточно-Ставропольская впадина, северная моноклиналь Центрального Кавказа, зона Манычских прогибов, Прикумская система поднятий, Ногайская ступень и северный борт Терско-Каспийского передового прогиба (А.И. Летавин, В.Е. Орел, С.М. Чернышев и др., 1987). Практически вся территория Восточного и часть Центрального Предкавказья представляет собой пологую моноклиналь, осложненную целым рядом структур более низкого порядка, с региональным падением пород в восточном и юго-восточном направлениях.

В четверном разделе главы рассмотрены особенности палеоцен-эоценового нефтегазоносного комплекса (НТК) отложений в пределах территории исследования, а также закономерности изменения по площади и разрезу состава и свойств содержащихся в нем жидких и газообразных УВ. Согласно схеме нефтегазогеологического районирования Предкавказской части Северо-Кавказско-Мангышлакской нефтегазоносной провинции (В.Е. Орел, С.М. Чернышев и др., 2001), изучаемая территория охватывает Центрально-Предкавказскую газонефтеносную область (ГНО), частично Восточно-Предкавказскую и Терско-Каспийскую нефтегазоносные области (НТО).

В Центрально-Предкавказской ГНО залежи газа в палеоцен-эоценовом НГК выявлены в отложениях черкесского возраста (Северо-Ставропольская, Убежинская, Николаевская площади), нефти - в карапагинской свите (Убежинская, Николаевская площади), газоконденсата - в карапагинской и черкесской свитах Александровской площади. Продуктивные горизонты, приуроченные к песчано-алевролитовым отложениям, залегают на глубинах до 1500 м и характеризуются хорошими коллекторскими свойствами (открытая пористость - 20 ^ 27 %, проницаемость - от сотых долей до нескольких единиц 10"12м2).

В палеоцен-эоценовом НГК Восточно-Предкавказской НГО доказана промышленная нефтеносность всех подразделений (кроме эльбурганской свиты), при этом основное количество залежей нефти (Прасковейская, Ачикулакская и др.) выявлено в глинисто-карбонатных отложениях верхнеэоценового возраста в пределах Прикумской системы поднятий. Развитие залежей УВ в палеоцен-эоценовых отложениях восточных районов контролируется локальным характером распространения пород-коллекторов, представленных тонколистоватыми глинами и аргиллитами карапагинско-черкесского возраста, а также трещиноватыми мергелями и глинистыми известняками верхнеэоценового возраста, характеризующимися повышенной горизонтальной трещиноватостью. Все выявленные залежи нефти в палеоцен-эоценовых отложениях характеризуются небольшими размерами, низкой продуктивностью и непостоянством дебитов.

Изучением состава и свойств УВ палеоцен-эоценовых отложений занимались многие исследователи: Е.М. Борисенко, Т.А. Ботнева, Т.Л. Виноградова, З.В. Якубсон, Е.Р. Разумова, И.А. Бурлаков, А.Ф. Добрянский, К.Ф. Родионова, В.А. Чахмахчев, А.А. Ярошенко и др.

Автором детально проанализированы и обработаны результаты исследований глубинных и устьевых проб нефтей (134 анализа), попутных, свободных, водораство-ренных газов (80 анализов), выполненных в лабораториях СФ «СевКавНИПИнефть», ВНИГНИ, ВНИИГАЗ, ОАО «СевКавНИПИгаз» и др. организаций. Комплекс геохимических исследований УВ включал: определение их физико-химических свойств и состава (газожидкостная хроматография (ГЖХ), инфракрасная (ИКС) и атомно-адсорбционная (ААС) спектрометрии). Анализ результатов исследований нефтей па-леоцен-эоценовых отложений Восточного Предкавказья показал, что они относятся к парафинистым и высокопарафинистым (1,6 - 17,63 %), смолистым (4,9 - 19,6 %) и малосернистым (в основном до 0,6 %), а по плотности - в основном к легким и средним (стандартная плотность - 826 896 кг/м3). Для изучаемых нефтей характерно мономодальное распределение и-алканов, повышенное содержание изопреноидных УВ, относительно высокое содержание ароматических соединений. Нефти эоценового возраста по преобладающей концентрации ванадия относятся к ванадиевому типу.

Жидкие УВ палеоцен-эоценовых отложений в пределах Восточного Предкавказья имеют морское происхождение и образовались из ОВ смешанной природы. В настоящее время основной тенденцией их превращения является термическое созревание. В ходе исследований отмечены следующие закономерности в изменении состава и свойств нефтей изучаемых отложений в восточном направлении: уменьшение газона-сыщенносш (от 104 до 32 м3/т), что отразилось на увеличении плотности в пластовых условиях, снижение значений стандартной плотности, увеличение содержания твердых парафинов при практически одинаковых средних конце1прациях смол и асфальтенов.

Нефти палеогеновых отложений Восточного Предкавказья близки по составу и физико-химическим свойствам, т.е. относятся к единому генетическому типу. Более детальный анализ позволил отметить закономерности изменения состава и свойств жидких УВ с глубиной: уменьшение газонасыщенности нефтей и содержания в них твердых парафинов и, как следствие, увеличение значений пластовой и стандартной плотностей и др. (табл. 1).

В составе свободных и попутных газов палеоцен-эоценовых отложений изучаемой территории содержание метана составляет в среднем 85 и 51,5 %, его гомологов (С2(ВЫСШ11И до гептана включительно) - 43,3 и 15 % соответственно. Из неуглеводородных компонентов в газах содержится азот, углекислый газ и гелий.

В пятом разделе главы рассматриваются гидрогеологические и термобарические условия в отложениях палеоцен-эоценового возраста.

Таблица 1

Характеристика физико-химических свойств и состава иефтей и газов палеогеновых отложений Центрального и Восточного Предкавказья

Углеводороды Параметры Возраст отложений

баталпа-шинский хадум-ский кум-ский черкесский палеоценовый

Нефть Стандартная плотность, кг/м3 851 847 858 860 854

Пластовая плотность, кг/м3 686 719 693 711 731

Содержание смол и асфальтенов, % 7,5 7,3 9,7 8,7 6,6

Содержание твердых парафинов, % 8,3 И,4 5,5 6,2 -

Н.к - 200°С, % 25,4 27,3 25,9 28,4 24,0

Газонасыщенность, м3/т 105,2 83,5 97,3 74,1 87,0

Давление насыщения нефгги газом, МПа 13,1 9,1 11,0 9,4 11,2

Попутные газы СН,, % 57,4 53 Д 50,1 52,5 53,5

Сг+виопь % 36,3 41,1 43,0 40,4 37,6

СО,, % 5,0 4,4 5,6 5,3 3,7

N2, % 0,6 1,2 0,5 1,7 -

Свободные газы СН,, % - 97,5 - 83,0 -

Сг+высш, % - 0,7 - 10,8 -

СОг, % - 0,3 - 1,0 -

N2, % - 1,5 - 5,2 -

Пластовые воды по составу хлоридно-натриевые, в преобладающем большинстве гидрокарбонатно-натриевого и хлоркальциевого типов (по классификации В.А. Сули-на). Падение напоров подземных вод изучаемых отложений в Центральном Предкавказье отмечается от основной области питания (северный склон Кавказского хребта) в северном, северо-восточном и северо-западном направлениях - к районам скрытой разгрузки, вероятно, располагающихся в пределах кряжа Карпинского. К Центральному Предкавказью также территориально приурочена зона пониженных пьезометрических напоров. В южной част этой территории выделяется замкнутая гидродинамически аномальная зона распространения сильно опресненных вод (минерализация до 500 мгэкв/л), почти лишенных растворенного газа. В западном, восточном и в юго-восточном направлениях от этой зоны заметно повышается застойность подземных вод (зоны затрудненного и весьма затрудненного водообмена).

В основу геотермических исследований положены многочисленные замеры пластовых температур (?ш - более 650) в палеоцен-эоценовых отложениях изучаемой территории. Значения современных ¡т закономерно увеличиваются в восточном и юго-восточном направлениях. В пределах Центрального Предкавказья изучаемые отложения характеризуются низкими, в Восточном Предкавказье - повышенными (более 100 °С) 1т, где на общем фоне геотемпературного поля отмечаются ярко выраженные положительные геотермические аномалии (йм более 140 °С). Природа повышенных температур обусловлена, главным образом, влиянием глубинного теплового потока (особенно активно проявляющегося в зонах разломов), а также наличием мощной майкопской толщи, литолого-фациальными и структурно-тектоническими условиями.

Тенденция изменения значений пластовых давлений (Рт) в общем аналогична изменению значений Гм. В Центральном Предкавказье в палеоцен-эоценовых отложениях установлены зоны развития аномально низких и пониженных Рт. В Восточном Предкавказье получили распространение в основном повышенные, в меньшей степени - пониженные, нормальные гидростатические и аномально высокие Рт, имеющие локализованный по площади и разрезу характер развития. Нефтеносность палеоцен-эоценовых отложений

в пределах Восточного Предкавказья связана с зонами повышенных (коэффициент аномальности Ка = 1,05 1,3) и высоких (Ка = 1,3 + 2,0) Рт и 1т, превышающих 100 °С.

Как правило, такие термобарические условия наблюдаются в районах, где разрез вышележащей майкопской теплоизолирующей толщи характеризуется большой (до 1600 м) толщиной и малой песчанистостыо.

Глава 2. Палеогеографические и фациальные условия формирования палеоцен-эоценовых отложений и накопления органического вещества

Реконструкция условий формирования палеоцен-эоценовых отложений осуществлялась на основе обзора ранее проведенных литолого-фациальных и палеогеографических исследований, базирующихся на результатах палеотектонического, палеогеоморфологи-ческого, минералого-петрографического и др. видов анализов. В течение палеоценовой и эоценовой эпох изучаемая территория по интенсивности тектонических движений (преимущественно нисходящих) разделялась на две крупные области - Восточное и Центральное Предкавказье, основой выделения которых являлось блоково-глыбовое строение фундамента. Источником сноса обломочного материала являлась Русская платформа Кавказский архипелаг мог поставлять преимущественно пелитовый материал.

В эльбурганское время в Центральном Предкавказье накапливались песчано-а1евритовые осадки с прослоями глинистого и известковистого материалов, в Восточном Предкавказье - маломощные алевритово-мергельно-глинистые осадки, южнее сменившиеся более глубоководными карбонатными илами. В начале карапагинского времени в спокойной слабо восстановительной морской среде повсеместно накапливались глины, к верху сменившиеся песчано-алевритовыми осадками, формировавшимися в мелководных условиях. В конце второй половины карапагинского времени произошла регрессия моря, которая завершилась полным осушением изучаемой территории. Накопление отложений абазинской свиты обусловлено двумя последовательными этапами транирессии. Первому этапу отвечало накопление глинистых осадков, а в южных районах - опоковидных глин, иногда с прослоями опок. Их присутствие связывают с поступлением в верхнепалеоценовый бассейн, вероятно с северного склона Большого Кавказа, кремниевой кислоты, являющейся продуктом химического выветривания (А.Б. Рухин, 1961). На втором этапе произошло погружение под уровень моря ранее существовавших участков суши, что способствовало накоплению в мелководных условиях преимущественно алевритов. В конце абазинского времени территория Предкавказья испытала общее поднятие. Это привело к развитию процессов континентальной денудации - формированию коры выветривания на поверхности абазинских отложений (Б.А. Онищенко, 1977). Такая обстановка сохранялась до наступления раннеэоценовой трансгрессии, в ходе которой кора выветривания была частично размыта Таким образом, в палеоценовое время накопление осадков происходило в условиях нормального морского бассейна, влажного и прохладного климата По характеру распространения литофаций палеоценового возраста в пределах изучаемой территории выделяются области двух основных ли-толого-фациальных комплексов: мелководного и относительно глубоководного. Так, в северо-западных районах отлагались песчано-алевритовые осадки в мелководных условиях (бентосные форамшшферы, толстостенные устрицы), которые постепенно в юго-восточном направлении сменились мачомощными (в основном менее 50 м) карбонатно-глинистыми осадками с большим количеством планктонных фораминифер.

В ршшеэоценовое время в пределах изучаемой территории вновь возник морской бассейн, в котором накапливались преимущественно атевритистые глины. Расширение территории открытого теплого моря в среднем эоцене привело к установлению однообразной падео-

географической обстановки, в которой накапливались пески и алевриты в северных и северо-западвых районах исследуемой территории, постепенно сменившиеся в восточном и юго-восточном направлениях однообразными глинистыми и глинисто-мергельными осадками. В конце среднего эоцена изучаемая территория испытала общее поднятие.

Начало нового этапа осадконакопления связано с верхнеэоценовой трансгрессией, в развитии которой отмечено три этапа: ранний (кересганский), средний (кумский) и поздний (бе-логлинский). На керестинском этапе трансгрессии море покрыло не всю изучаемую территорию. Незатопленными остались отдельные островные участки суши, приуроченные к современным локальным поднятиям (Надзорненское, Журавское и др.). В кересгинское время почти повсеместно накапливались маломощные сильно карбонатные илы.

В кумское время существовали своеобразные физико-географические условия осадконакопления, отличные от предшествующего и последующего времен и обусловленные расширением верхнеэоценового бассейна В пределах основной части Ставропольского края седиментационный процесс протекал в условиях спокойного некомпенсированного прогибания. В северных и северо-западных районах накапливались преимущественно глинистые осадки, лишенные карбоната кальция, с подчиненными прослоями мергелей (рис. 1). Отсутствие карбоната кальция указывает на низкие температуры вод, омывающих в кумское время изучаемую территорию, вероятно, в виде северного течения. Обмеление морского бассейна привело к обеднению органического мира представленного примитивными агглютинированными бентосными фораминиферами и радиоляриями.

Услшшые обозначения:

Г,7;Г) ¡'»¿я. % ^

^гР) Лтяа рвваых тяттЯ \.<хл

Обиасп. «ш;утетя:«

Аямйнвегративйая

рДЛ|Облапь яыш'т хнпшяпы* ...........егдвзюивн

394

(Нтстт/ша ме;ш«кудная I ГЛЯЙМ

черщшшке мергелей я

ВВД«етНКК9В С «рвСДОЯМЯ ХЯНИ 8 Ч\

ЕЕЕЗ' Тскгвшчешт: эатет

ГЩП Тскгон1м«:кне эдсисшы: 1 -тицнт; 1 ■ Сшчнкюзыжйн панский йайдина; 4 - Ввсточн дала; 5 - Ярккумеяа« шш яудайган; 6 - На-яычем« 1 - е1утт>: 8 - 'Лрско.

Кяшвйгеяй ксредвшК 9 - Мши^яяшашзий выступ

Рис. 1. Схематическая литолого-фациальная карта кумских отложений На основной части изучаемой территории формировались однородные битуминозные мергелистые и известковые осадки толщиной до 50 м, содержащие многочисленные остатки фораминифер, разделенные прослоями карбонатных глин. Накопление кумских осадков в пределах Восточного Предкавказья происходило в благоприятных для накопления ОВ геохимических условиях: восстановительная и резковосстановительная среда (подтверждается наличием тонкорассеянного сульфида железа и сидерита), благоприятные климатические условия, высокая биопродуктивность, обширный относительно неглубокий спокойный морской бассейн с нормальной соленостью вод и т.д. Создавшаяся физико-географическая обстановка способствовала формированию в палеогеновом разрезе изучаемой территории

толщи, характеризующейся большим количеством бурого органического материала. Обогащение кумских отложений ОВ обязано расцвету водорослей (диатомовых и динофлагел-лат). Периодическое цветение динофлаггелат в кумском бассейне, вероятно, вызывало массовую гибель фауны и могло быть причиной сероводородного заражения, способствовавшего сохранению ОВ в осадках и имеющего локальный характер развития. Об этом свидетельствуют значения коэффициента стагнации (Мо/Мп > 0,02, В.Н. Холодов, РЛ. Недумов, 1993), определенные для разных площадей Восточного Предкавказья (Журавская - 0,04, Архангельская - 0,03, Ачикулакская - 0,14, Палеогеновая - 0,053 - 0,11), обилие пирита мелкой размерности (Wilkin et. al., 1996). В начале белоглинского времени в пределах изучаемой территории повсеместно установился морской режим. Формирование осадков бело-глинской свиты происходило в условиях теплого, хорошо проветриваемого и обильно населенного бассейна, где накапливались преимущественно однообразные глшшсго-известковые осадки. Во второй половине белоглинского времени морской бассейн начал регрессировать, что привело к развитию в северо-западной части изучаемой территории мергелыю-алевритово-глинистых осадков. В конце позднего эоцена море покинуло Предкавказье, и на изучаемой территории установились континентальные условия.

Таким образом, в течение палеоценовой и эоценовой эпох в пределах Центрального Предкавказья колебательный режим морского бассейна и наличие течений не способствовали хорошей сохранности поступающего ОВ, в отличие от территории Восточного Предкавказья, где существовали благоприятные условия для накопления большого количества органического материала.

Глава 3. Оценка нефтегазоматеринского потенциала пород

В первом разделе главы приводится геохимическая характеристика пород палеоцен-эоценового возраста по данным минералогического, спектрального, химического и др. видов анализов. В изучаемых отложениях основным тинистым минералом является щцрослюда, отмечается постоянная примесь хлорита и неупорядоченных смешшшослойных монтмориллонит-гидрослюдистых образований. Породообразующим минералом карбонатных пород является кальцит, в меньшей степени - сидерит. Минералогическим анализом в тяжелой фракции палеоцен-эоценовых отложений установлены ильменит, единичные зерна граната, циркона, рутила, турмалина, пироксенов, в легкой фракции - кварц и полевые шпаты

В разрезе палеоцен-эоценовых отложений Восточного Предкавказья наиболее высокие концентрации радиоактивных (радий - в среднем 15,7- КГ1 %, уран -10,8-10"4 %), а также определенных химических элементов, в частности, стронция (до 0,51 %), бария (до 0,15 %), титана (до 0,25 %), ванадия (0,208 %) и никеля (до 0,22 %) наблюдаются в карбонатных породах кум-ской свиты Как правило, повышенные концентрации вышеуказанных элементов ассоциируют с ОВ пород и приурочены к зонам нефтенакопления. В общем балансе химического состава глинистых отложений эоценового возраста Восточного Предкавказья доминируют Si02 (43,68 %) и СаО (14,5 %), в глинисто-карбонатных породах - CaO, Si02 и Alflh среднее содержание которых составляет соответственно 32,8; 21,8 и 19,2 %. Содержание остальных породообразующих окислов менее значительное и обычно не превышает 5 %.

Во втором разделе главы приводится геохимическая характеристика ОВ пород палеоцен-эоценовых отложений Центрального и Восточного Предкавказья по данным физико-химических методов. В работе выполнен анализ результатов геохимических исследований образцов пород разных литологических типов, полученных в лабораториях ОАО «СевКав-НИПИгаз», ВНИГНИ, ВНИГРИ, ИГиРГИ, ВНИИГАЗ, СФ «СевКавНИШнефгь» (рис. 2). Исследования показали, что изучаемые отложения в разной степени обогащены органическим углеродом (Спр.>), хлороформенным (ХБ) и спиргобензольным (СББ) бшумоидами.

Палеоценовые отложения. Среднее содержание Сорг в глинистых породах составляет 0,76 %, песчаных - 0,38 %, карбонатных - 0,26 %. Содержание Ж в отложениях палеоценового возраста изменяется в широких пределах (от менее 0,01 до 0,12 %), при этом их средняя концешрация в породах разного литологического состава практически одинакова (в песчаниках - 0,018 %, известняках - 0,024 %, глинах и аргиллитах - 0,027 %).

Черкесская свита. Глины и аргиллиты черкесского возраста характеризуются наибольшими значениями Сорг (в среднем 1,66 %), в мергелях и известняках его среднее содержание в 2,2 - 3,5 раза меньше. В наибольшей степени обогащены ОВ аргиллиты Архангельской площади (Сор? = 4,48 %). Содержание ХБ в мергелях черкесской свиты в среднем составляет 0,21 %, известняках и глинах - существенно меньше (0,062 и 0,037 % соответственно). Области максимальной концентрации нейтральных битумоидов приурочены к Родни-ковской, Журавской, Озек-Суагской и Архангельской площадям.

Кумекая свита. В пределах изучаемой территории среднее содержание Сорг в глинах составляет 1,69 %, в известняках и мергелях - 2,53 %, при этом в отдельных образцах концентрация Сорг достигает 6,53 % (Каясулинская площадь). Содержание Сорг закономерно увеличивается в юго-восточном направлении (см. рис. 1 ). Средняя концентрация ХБ в мергелях и известняках составляет 1,56 и 1,01 % соответственно, в глинах - 0,6 %.

Породы кумской свиты отличаются наиболее высоким содержанием нейтральных битумоидов в восточной и юго-восточной частях изучаемой территории, где средняя концентрация ХБ в пределах Курской площади составляет 1,21 %, Советской -2,94 %, Архангельской - 2,17 %. Во всех литологических разностях пород эоценового возраста Восточного Предкавказья установлено превышение содержания нейтральных битумоидов над кислыми, что свидетельствует об их высокой степени восстановленное™. В частности, для пород кумского возраста отношение ХБ/СББ составляет на площадях: Емельяновской - 2,52 + 8, Арбалинской - 2,2 -н 5,3, Архангельской - 2,4 5,7. В патеоцен-эоценовых отложениях Восточного Предкавказья отмечено наличие разных генетических типов битумоидов. в основном автохтонных и паравтохтонных. Преимущественная паравтохтогшая биту-минозность отмечена на Журавской, Прасковейской, Архангельской, Палеогеновой и Ачикулакской площадях. Во всех подразделениях палеоцен-эоценового возраста области повышенного содержания ХБ территориально приурочены к южному склону Ставропольского свода, восточной и юго-восточной частям Восточно-Ставропольской впадины, Прикумской системе поднятий и Ногайской ступени.

аргиллит

Отложения: ЩЩ палеоценовые черкесские кумские

Рис. 2. Геохимическая характеристика ОВ палеоцен-эоценовых отложений

Битумоиды палеоцен-эоценовых отложений Восточного Предкавказья характеризуются сравнительно повышенными концентрациями пристана по отношению к фитапу, неравномерным распределением н-алканов в области С[3 - C2i за счет пиков С15, С17, Сщ, С21, относительно повышенным нафгено-ароматическим фоном, содержат ванадий (в среднем 5,2-10"2 %), железо (2,МО"2 %), свинец (7,410"2 %) и ваиадил-норфирины, концентрация которых составляет 150-10"3 %. В общем битумоиды ггалсоцен-эоценовых отложений характеризуются большим сходством химического состава, однако, в пределах отдельных геоструктурных элементов на состав битумоидов может оказывать влияние ряд факторов: различные условия осадконакопления, состав ОВ и степень его катагене-тической превращенное™.

Третий раздел главы посвящен геохимической характеристике ОВ пород палеоцен-эоценовош возраста по данным пиролитического метода анализа в модификации «Rock-Eval». В ходе работы использовались результаты изучения 184 образцов пород (134 - оли-гоцеповые, 50 - палеоцен-эоценовые), отобранных в пределах Центрального и Восточного Предкавказья и представленных преимущественно глинами и аргиллитами, в меньшей сге-neira - глинистыми известняками и мергелями. В частности, применялись следующие пиро-литические параметры: доля исходного генетического потенциала, реализованного в УВ — «битумоидная» составляющая (ЗД количество УВ, которое кероген может ещё произвести в процессе последующей эволюции при полной реализации нефтематеринского потенциала, содержащегося в породе ОВ - «керогенная» составляющая (.S\); температура максимального выхода УВ в процессе крекинга керогена (7W). На основе полученных параметров рассчитывались: TOC-общее содержание органического углерода в породе; HI- водородный индекс (S/TOC), являющийся показателем качества керогена; РР - полный нефтегазогенера-ционный потенциал (Si+S2). Изученные образцы пород палеоцен-эоценового возраста в пределах территории исследования характеризуются широким диапазоном изменения значений углеводородных параметров. Taie, значения TOC колеблются от 0,2 до 8,6 %,///- от нескольких десятков до 600 мг УВ/г Сорт и более, Sj - от долей единицы до 4,4 мг УВ/г породы, S2 - от следов до 29 мг УВ/г породы.

В четвертом разделе главы рассмотрены некоторые результаты методического характера, полученные при изучении ОВ отложений палеогенового возраста Центрального и Восточного Предкавказья. Установлению генетического типа ОВ осадочных пород посвящены груды многих исследователей: Б. Тиссо, Ж. Эспиталье, О.А. Радченко, В.А. Успенского, Дж. Хаита, К.Ф. Родионовой, С.Г. Неручева и др. Интерес, проявляемый в органической геохимии к типу ОВ, обусловлен практической значимостью данного вопроса при оценке перспектив нефтегазоносности отложений, так как именно генетические особенности органического материала определяют при благоприятных условиях масштабы генерации УВ, темп и конечный продукт преобразования органики.

В работе принадлежность органического материала пород палеогенового возраста к определенном}' генетическому типу определялась с помощью различных методов органической геохимии, включающих элементный и петрографический анализы, пиролитический метод в модификации «Rock-Eval», ГЖХ, ИКС и хроматомасс-спектрометрию (ХМС). При рассмотрении более 70 шлифов образцов пород глинистого состава были изучены морфологические разновидности их органических компонентов. Наиболее типичные из них приведены на рисунке 3. По результатам петрографического анализа породы палеогенового возраста Восточного Предкавказья интенсивно обогащены органическим материалом, при этом основная масса выявленного органомацерата в породах глинистого состава представлена преимущественно скоплениями аморфного вещества, в породах карбонатного состава кумскога возраста - в виде удлиненных сгустков и микролинз, обусловливающих микрополосчатую текстуру. Для палеогеновых отложений изучаемой территории характерно редкое

—1

ЯШЬяшт

шлшшт

Усланные сйшяачемя: I - ли. Мирмиасая (1671-1681 м, хадумскаа свата), же. S; 1 - ил, Журто^Биагадаряенявм (Щ8 - Ш2 щ, щ/щааш оша), №». 2;

3 - вн. Эвбпюнш {2536 - ¿¡85 м, черкесская от), от. 3¡

4 - на. 4жкм«ж1ап (2424 - 2430 и, тпшимтй отдел), та®. 1.

присутствие растительных включений, что,вероятно, объясняется поступлением органики с суши в растворенном состоянии.

Условия осадконакопления отражаются в составе исходного ОВ, поэтому определение элементного состава керогена с последующей интерпретацией результатов исследований с помощью диаграммы Ван-Кревелена (рис. 4а), на которой отражена взаимосвязь между соотношениями водородного (Н/Саг) и кислородного (Саг/О) индексов, позволило установить, что основная часть изученных образцов в пределах Восточного Предкавказья попадает в область смешанного типа, кроме нескольких образцов -сапропелевого типа

Рис. 3. Типичные снимки шлифов пород палеогенового возраста

С целью определения природы органического материала изучаемых отложений использовались также пиролитические параметры Ш и Тмах. Детальный анализ результатов пиролиза ОВ образцов пород и керогена показал, что значения Н1 керогена (Н1К) в 1,5 - 5 раз выше, чем Я/ ОВ пород (Н10й). Такое отличие геохимических характеристик объясняется влиянием минеральной матрицы породы на результаты пиролиза ее органической составляющей, оказываемым на величину потенциала ОВ на ранних градациях катагенеза. Подобный эффект удерживания значительной массы У В известен при пиролизе глинистых и глинисто-карбонатных образцов керна с примесями гидрослюды, оксидов железа, пирита и сидерита.

О 0,05 0,10 0,15 8,2« 0,25 «3« Атомное отношение О/С-п )»■

Условные обозначения:

Отложения: $ - хздумскне @ - кумские # - черкесские палеоценовые

Рис. 4. Типы керогена палеогеновых отложений 14

Обилие екоплеиий тонкозернистого пирита, присутствие сидерита, преобладание гидрослюды в составе глинистых минералов изучаемых отложений, а также невысокая степень катагенетической преобразовашгости ОВ пород позволяют утверждать, что практически все изученные образцы пород в пределах изучаемой территории подвержены в большей или меньшей степени влиянию "эффекта минеральной матрицы". С целью устранения влияния минеральной активности в работе были пересчитаны значения Н10В в ///„ (Д.А. Ярошенко, Т.А. Горягина, 2006) и после внесения коррективов в значения HI по диаграмме Н1-Тмш (см. рис. 46) было установлено, что ОВ всех изученных образцов содержит в пределах территории исследования кероген преимущественно смешанного типа, при этом на основной части Центрального Предкавказья преобладает сапропелево-гумусовый подтип, в Восточном Предкавказье - гумусово-сапропелевый подтип, т.е. доля сапропелевой составляющей закономерно увеличивается в восточном и юго-восточном напра&чениях.

Преимущественно смешанная природа органического материала палеогеновых отложений также подтверждается результатами изучения углеводородного состава масляной фракции битумоидов методами ГЖХ, ИКС и ХМС: преобладание одномодалыгого распределения н-алканов с доминантой в среднемолекулярной области Сц-С2о, присутствие полосы карбонильной группы С=0 средней интенсивности при 1700 см"1, практически полное отсутствие алифатических эфирных групп (полоса 1740 см"1), невысокая (до 0,3) оптическая плотность при 1600 см"1, примерно равная концентрация стерановых УВ с незначительным преобладанием стерана Сж. Таким образом, при всем разнообразии информативных геохимических показателей, определенных разными методами и используемых для оценки качества ОВ, наблюдается достаточно хорошая сходимость полученных результатов исследований.

В пятом разделе главы в разрезе пачеоцен-эоценовых отложений Восточного Предкавказья выделены НГМП и дана оценка их потенциальных возможностей. В работе при отнесении изучаемых отложений к категории нефтегазоматерипских использовались классификации К.Е. Peters, Французского института нефти (IFP), Е.С. Ларской, Н.Б. Вассоевича с применением люмииесцентно-битуминологических и пиролитических параметров, а также результатов определения содержания Сорг. По совокупности изученных геохимических параметров в разрезе палеоцен-эоценовых отложений Восточного Предкавказья к НГМП были отнесены: глинисто-карбонатные отложения кумского возраста, глинистые и глинисто-карбонатные отложения черкесского возраста и глинистые отложения палеоцена, которые на современном этапе геологического развития территории являются нефтепроизводящими. Нефтематеринские способности этих НГМП подтверждаются получешем притоков в скважинах и открытием промьпшгашых скоплений нефти.

Изучение характера изменения геохимических параметров в пределах территории исследования позволило установить, что в Центральном Предкавказье отложения палеоцена и черкесской свиты обладают небольшим газогенерационным потенциалом. Более высокими газогенерационными способностями характеризуются отложения кумского возраста (Сорг -0,5 2,5 %, S, - 0,53 ^ 0,8 мг УВ/г породы). В Восточном Предкавказье палеоцен-эоцеповые отложения отличаются умеренными, высокими и очень высокими нефтематеринскими способностями (кумские и черкесские НГМП: Сорг > 1,0 %. Sj > 1,0 мг УВ/г породы, S2 > 5,0 мг УВ/г породы; палеоценовые НГМП: S, - 0,5 - 2,0 мг УВ/г породы, S2 > 2,0 мг УВ/г породы). Области распространения богатых и очень богатых НГМП (S2 > 5 мг УВ/г породы) территориально приурочены к Ногайской ступени, Прикумской системе поднятий, северному борту Терско-Каспийского передового прогиба, восточной части Восточно-Ставропольской впадины, а для кумских отложешш - и к зопе Мапычских прогибов.

Шестой раздел главы посвящен актуальному вопросу при оценке перспектив нефте-газоносности отложений - корреляции нефтей и ОВ пород, т.е. установлению их генетиче-

ского родства (или его отсутствия) на основе характера распределения определённых генетических показателей (содержание н-алканов, изопреноидов, порфиринов и др.) и изучения геохимии микроэлементного состава нафтидов. В частности, генетическая взаимосвязь би-тумоидов и нефтей палеоцен-эоценовых отложений Восточного Предкавказья подтверждается результатами изучения их углеводородного состава методами ГЖХ (Т.Л. Виноградова, З.В. Якубсон и др. (ИГиРГИ), 1989), ИКС (Е.Р. Разумова, З.П. Кукушкина, 1989), ААС (И.Ф. Лосинкая, РА. Семенова, 1989): мономодальным распределением н-алканов, увеличенным нафтено-ароматическим фоном, повышенным содержанием изопреноидных УВ; относительно высоким содержанием ароматических соединений, низким - кислородсодержащих структур, пониженными концентрациями ванадия, никеля, кобальта, относительно повышенными - свинца, цинка, меди и т.д. Результаты сопоставления углеводородного и микроэлементного составов битумоидов и нефтей палеоцен-эоценовых отложений Восточного Предкавказья подтвердили сингенетичносгь нефтей вмещающим их отложениям.

Глава 4. Условия генерации углеводородов и формирования их скоплений В первом разделе главы рассмотрены особенности катагенетического преобразования ОВ пород палеоцен-эоценового возраста. Несмотря на высокую степень изученности и разведанности территории Центрального и Восточного Предкавказья системных исследований по определению уровня зрелости ОВ, содержащегося в палеогеновых отложениях, не проводилось. Общепринятая методика изучения катагенетических изменений ОВ пород палеогена углепетрографическим методом на территории исследования не позволяет получить достоверных результатов, так как в отлоясениях этого возраста витринито-вые включения встречаются в очень малом количестве или вовсе отсутствуют. Поэтому для определения уровня зрелости ОВ палеогеновых отложений использовались в основном данные пиролиза в модификации «Rock-Eval» и результаты замеров современных температур и давлений.

В ходе работы автором была изучена зависимость между пиролитическим параметром Тмах, коэффициентом катагенеза (H tm/1000, где Я -глубина (м); tm -температура на соответствующей глубине (°С), И.И. Нестеров, 1969), учитывающим влияние геотермических условий недр на преобразование ОВ пород, и Рт (МПа):

7л<ат= 0,253-H-tm/1000 -97,5 lgPm + 494,4; R = 0,968, (1)

Полученная зависимость имеет высокий коэффициент множественной корреляции и поэтому может быть использована для общей оценки катагенетической превращенно-сти ОВ палеогеновых отложений. Более детальный анализ всех имеющихся данных, нанесенных на график (рис. 5), позволил выявить частные зависимости между Тмах и Htm/ЮОО для отдельных тектонических элементов или их частей, характеризующихся общностью истории геологического развития и, как следствие этого, близостью литоло-го-фациальных условий, геохимических особенностей изучаемых отложений и т.д. Полученные зависимости линейны и характеризуются достаточно высокими коэффициентами корреляции. Их использование при моделировании процесса катагенеза палеогеновых отложений Центрального и Восточного Предкавказья позволило установить тенденцию увеличения значений Тмах в северо-западном и юго-восточном направлениях. Применение в работе обобщенного уравнения корреляционной связи между значениями R° И Тмах ДЛЯ палеогеновых отложений изучаемой территории (А.А. Ярошенко, Т.А. Горягина, 2005) позволило осуществить пересчет значений Тмах в и воспользоваться традиционно применяемой шкалой и номенклатурой градаций катагенеза ОВ, а также выполнить построение серии карт катагенетической превращенности ОВ для отдельных стратиграфических подразделений палеогенового возраста

5 600

500

400

300

200-

100

400

сникший Гюрт Тсрско-КВСШЗНСШН О НГ'Х' КтМ! о ирт оба + НошПскня стуиеш.

I-0,911

Првкумскяя система

тн-и УГШК г « «,.?52

ВйСЮЧОО-С1 асроасльскаа шашка

ноггочпая часам # ; Ставропольского скола

ссвсро-заначяия часчь ; Спшронааьского свода

440 450

Тмах, С

Рис. 5. Зависимость Тмах от коэффициента Н-Ьп'ЮОО для палеогеновых отложений

Анализ этих карт показал, что наиболее высокая степень катагеиетической превращенное™ ОВ изучаемых отложений, увеличивающаяся в восточном и юго-восточном направлениях, отхечена в пределах Восточного Предкавказья, где значения Я0 достигают 1,32 % (МК4). В наименьшей сгепени ОВ преобразовано в пределах Центрального Предкавказья и частично Восточного Предкавказья, где небольшие глубины залегания обусловили степень катагеиетической преобразованное™ ОВ, соответствующую условиям от раннего до позднего протокатагенеза (ПК,+2-ПК3).

Во втором разделе главы рассматривается генерационная зональность УВ в палеогеновых отложениях Центрального и Восточного Предкавказья. Для моделирования процессов нефтегазообразования были составлены графики зависимостей

содержания в породе ХБ, и РР от величины показателей и Т.иш, на которых отмечается прогрессирующее нарастание их значений, сменяющееся локальным максимумом интенсивности генерации УВ и последующим спадом.

Рассмотрение моделей преобразования ОВ разных подтипов показало, что принципиальное различие в динамике преобразования ОВ разного происхождения наглядно проявляется уже с начала мезокатагенеза (рис. 6). Это объясняется тем, что каждый из типов и подтипов ОВ характеризуется индивидуальным химическим строением. Для пород, содержащих ОВ сапропелево-гумусового подтипа, процессы генерации УВ и последующей их эмиграции происходят на меньших глубинах и при более низких температурах, что обусловлено наличием сравнительно слабых кислородсодержащих структур. ОВ гумусово-сапропелевого подтипа сохраняет существенный углеводородный потенциал до более высоких уровней созревания за счет сравнительно сильных структурных связей, разрыв которых требует большей энергии активации. Интервал градаций катагенеза от конца МК, до конца МК2 является переломным и приводит к весьма существенным изменениям в молекулярной структуре и химическом составе керогена гумусово-сапропелевого подтипа, в частности, к постепенному снижению содержания углерода, водорода, летучих веществ и заметному увеличению скорости генерации преимущественно жидких УВ за счет термической деструкции основной части полимерлипидных компонентов.

Все вышеуказанные молекулярно-структурные превращения керогена палеогеновых отложений Восточного Предкавказья во время их погружения наблюдаются при достижении температурного предела начала генерации жидких У В - примерно 100 "С.

Реконструкция ггалеотемпературных условий изучаемых отложений на основе построения целой серии хронотермических диаграмм позволила установить, что палео-цен-эоценовые отложения Восточного Предкавказья вошли в зону проявления ГФН в конце олигоцен-раннемиоценового - в начале позднемиоценового времени на палео-глубинах 1,5 - 2,2 км.

Рис. 6. Графики, описывающие процесс созревания ОВ смешанного типа

Анализ изменения значений геохимического показателя ЮО/ТОС от Тмах, позволил отметить, что оптимальные условия для генерации жидких УВ породами палеогенового возраста Восточного Предкавказья, содержащими кероген сапропелево-гумусового подтипа, наступают при достижении значений Тмах, равных 421 "С (Я0 = 0,5 %), а содержащими кероген гумусово-сапропелевого подтипа - при значениях Тмах, равных 426 °С (./?я = 0,55 %). Максимальный выход УВ нефтяного ряда для керогена са-пропелево-гумусового подтипа отмечается при значениях Тмах = 430 °С = 0,63 %), что соответствует условиям раннего мезокатагенеза (завершение МК]), для керогена гумусово-сапропелевого подтипа - нри Тмах = 438 °С {В? = 0,76 %), т.е. на уровне термической эволюции, соответствующем середине МК2. После преодоления этого генерационного рубежа начинают активно развиваться процессы эмиграции УВ, что при благоприятных геологических условиях приводит к формированию скоплений УВ.

По результатам анализа комплекса геохимических параметров были составлены модели преобразования ОВ, рассеянного в НГМП палеогенового возраста, и генерации УВ отдельно для битумоидной и керогенной составляющих (рис. 7), которые наглядно отражают на качественном уровне динамику и направленность процессов преобразования ОВ пород, а также позволяют определять граничные интервалы проявления ГФН в процессе катагенеза. Использование полученных модельных представлений позволило устанавливать положение зон распространения зрелого и незрелого органического материала конкретно для каждого стратиграфического подразделения палеогена, т. е. выделять на изучаемой территории перспективные зоны с точки зрения их нефтегазо-носности, в пределах которых происходят процессы как генерации У В, так и формирования пород-коллекторов нетрадиционного типа.

В третьем разделе главы рассматривается современная термобарическая зональность углеводородных скоплений. Для установления влияния термобарических условий недр на распределение скоплений УВ было использовано 45 значений 1т и Рпл, замеренных в газовых, газоконденсатных и нефтяных залежах палеоцел-эоценового возраста в пределах изучаемой территории. На графике зависимости между значениями Рт и Ы четко выделяются две зоны различного фазового состояния УВ (верхняя и нижняя), приуроченные к определенным термобарическим условиям.

Рис. 7. Эволюция битумоидной (а) и керогенной (б) составляющих ОВ пород палеогенового возраста при пиролизе «Носк-Еуа1» Палеогеновая, Лесная, Прасковейская) Восточного Предкавказья.

Так, в интервале глубин 2951450 м отмечена зона газо- и га-зоконденсатонакопления, стратиграфически приуроченная к отложениям черкесского и кара-пагинского возрастов и характеризующаяся мягкими термобарическими условиями (¡Ш! = 46 - 100 °С, Рт =1,7-17 МПа), отмеченными в газовых и газо-конденсатных залежах в пределах Северо-Ставропольской, Веселов-ской, Александровской, Убежин-ской, Николаевской площадей. Зона преимущественного нефте-накошгения выявлена на глубинах 2300 - 2909 м и контролируется значениями /га = 114 - 145 °С и Рт = 20,7 - 37 МПа Такие современные термобарические условия характерны для нефтяных залежей (Архангельская, Ачикулакская.

Глава 5. Количественная оценка перспектив нефтегазоносности палеоцен-эоценовых отложений по геохимическим показателям

Глава посвящена оценке ресурсов УВ палеоцен-эоценовых отложений Восточного Предкавказья (территория Ставропольского края), проведенной собственно объемно-генетическим методом (ОГМ) и вариантом ОГМ с использованием пиролитиче-ских параметров «Яоск-Еуа1», учитывающим исходное состояние нефтегазогенери-рующей системы. Определение начальных значений Н1 НГМП проводилось но диаграмме (см. рис. 46) перемещением фигуративной точки, отражающей текущее состояние ОВ, до начатьных условий (Тмахо = 421 и 426 °С для сапропелево-гумусового и гумусово-сапропелевого подтипов керогена соответственно). Оценка ресурсов УВ предусматривала построение серии карт частных параметров (толщина НГМП, концентрация Сорг в породе, генетический тип ОВ, степень его катагенетической зрелости и т.д.) изучаемых отложении. На их основе построены схематические карты плотностей генерации и эмиграции УВ. В кумских отложениях наибольшая степень реализации потенциальных возможностей НГМП характерна для восточных районов Восточно-Ставропольской впадины, юго-восточных районов Ногайской ступени и северного борта Терско-Каспийского передового прогиба. Так, в пределах последнего количество эмигрировавших жидких УВ достигает 2251 тыс. т/км2, газовых УВ -177,9 млн. нм^км2. Схожая тенденция в изменении генерационного и эмиграционного потенциалов отмечена в черкесских и палеоценовых отложениях. Сопоставление результатов количественной оценки ресурсов УВ, выполненной двумя методами, показало весьма близкие значения суммарных масс генерированных и эмигрировавших УВ (табл. 2).

Таблица 2

Количество генерированных и эмигрировавших УВ в палеоцен-эоценовых отложениях Восточного Предкавказья (территория Ставропольского края)

Углеводороды, млрд. т.у.т. Нефть, млрд. т Газ, трлн. нм3

min | max min | max min | max

кумские отложения

Генерировано 15.836* 16,700 14,081 12,378 1,755 4,322

Эмигрировало 6,075 7,868 9,534 11,036 4,495 3,930 7,867 6,879 1,580 3,938 1,667 4,157

черкесские отложения

Генерировано 7,491 5,274 6,366 3,975 1,125 1,299

Эмигрировало 3,035 2,433 4,715 3,445 2,023 1,263 3,541 2,210 1,012 1,170 1,174 1,235

палеоценовые отложения

Генерировано 10,139 9,921 8,321 6,535 1,818 3,386

Эмигрировало 4,231 5,035 6,226 6,695 2,595 1,988 4,499 3,478 1,636 3,047 1,727 3,217

* Результаты оценки прогнозных ресурсов УВ, выполненной: над чертой - собственно ОГМ; под чертой - ОГМ с использованием пиролитических параметров «Яоск-Еуа!»

Однако превышение ресурсной базы жидких УВ, оцененных собственно объемно-генетическим методом, по сравнению с результатами, полученными при использовании пиролитических параметров «Rock-Eval», вероятно, объясняется применением в первом методе обобщенных моделей, разработанных для сапропелевого и гумусового ОВ. Специфичный характер изучаемых объектов позволил воспользоваться в работе результатами ранее проведенных определений коэффициента аккумуляции {К^) для стратиграфических подразделений палеогенового возраста, в частности, для олигоценовых отложений Восточного Предкавказья он составил 0,86 - 1,6 % (С.Г. Неручев, 1990), майкопских отложений Индоло-Кубанского прогиба - 0,5 - 1 % (O.K. Баженова, Н.П. Фадеева, 2005).

Принимая, что Как может быть равен в среднем 1 %, вероятное количество аккумулированных УВ в палеоцен-эоценовых отложениях Восточного Предкавказья (территория Ставропольского края) составят (осредненные данные по двум методам): кумские отложения - 42,13 -г- 73,73 млн. т нефти и 27,59 29,12 млрд. нм3 газа, черкесские отложения - 16,43 28,76 млн. т нефти и 10,91 -ь 12,05 млрд. нм3 газа, палеоценовые отложения -22,92 - 39,89 млн. т нефти и 23,42 - 24,72 млрд. нм3 газа

Заключение

Проведённые исследования позволяют сделать следующие выводы о геолого-геохимических условиях нефтегазоносное™ палеоцен-эоценовых отложений Центрального и Восточного Предкавказья (территория Ставропольского края):

1. Реконструкция литолого-фациальных и палеогеографических условий осадкона-копления показала, что в течение палеоценовой и эоценовой эпох в пределах изучаемой территории состав ОВ формировался в основном за счет планкгоногенного материала с разной долей участия континентальной органики, приносимой с суши проточными водами в растворенном в воде или взвешенном состоянии. При этом наиболее благоприятные условия для захоронения большого количества органического материала существовали в Восточном Предкавказье.

2. Анализ результатов исследований состава и свойств УВ и ОВ палеоцен-эоценовых отложений с помощью различных методов обработки геологической информации (построение геохимических разрезов, схематических карт и т.д.) позволил выявить закономерности изменения их геохимических характеристик по разрезу и площади изучаемой территории, в частности, было установлено, что в пределах Центрального Предкавказья породы характеризуются низкими концентрациями ОВ, Восточного Предкавказья - более высокой обогащенностъю ОВ и повышенными значениями геохимических параметров.

3. Практически все изучепные образцы пород палеоцен-эоценового возраста подвержены влиянию минеральной матрицы породы на результаты пиролиза ее органической составляющей, что было учтено при определении генетической принадлежности органического материала. Доказано, что изучаемые отложения содержат ОВ преимущественно смешанного типа, представленного гумусово-сапропелевым и сапропелево-гумусовым подтипами, которые отличаются друг от друга по комплексу геохимических показателей.

4. Комплекс геохимических материалов позволил выделить в разрезе палеоцен-эоценовых отложений Восточного Предкавказья следующие НГМП: глинисто-карбонатные отложения кумского возраста, глинистые и глинисто-карбонатные отложения черкесского возраста и глинистые отложения палеоценового возраста.

5. Оценка нефтегазогенерационных способностей палеоцеп-эоценовых отложений показала, что их потенциальные возможности сильно варьируют как по разрезу, так и по площади изучаемой территории. В разрезе палеоцен-эоценовых отложений наиболее высокие нефтегенерационные свойства, являющиеся результатом преобладания в образцах пород фитопланктоногенного ОВ с хорошо сохранившейся липидной составляющей, характерны для кумских отложений особенно на юге и юго-востоке Ставропольского края (Восточное Предкавказье). Учитывая долю остаточного потенциала в общем нефтегазогенерационном потенциале пород палеоцен-эоценового возраста, можно утверждать, что изучаемые отложения не полностью реализовали свои нефтега-зогенерационные возможности и ОВ этих отложений способно генерировать при определенных термобарических условиях жидкие и газообразные УВ.

6. На современном этапе геологического развития значительной части исследуемой территории (Восточное Предкавказье) степень преобразования ОВ палеоцен-эоценовых НГМП соответствует градациям катагенеза МК] - МК2, что весьма благоприятно для генерации УВ и формирования их скоплений, поскольку здесь, за исключением западной части территории, весь изучаемый комплекс отложений находится в верхнем диапазоне «нефтяного окна».

7. Изучение геохимической эволюции органической составляющей пород с использованием нового фактического материала и современных предстаатений о генерационных процессах позволило определить начало реализации преимущественно нефте-генерационного потенциала ОВ разного генетического происхождения НГМП палеоцен-эоценового возраста - при достижении катагенетического интервала, отвечающего значениям Тмах = 421 - 426 °С и Я0 = 0,5 - 0,55 % (соответственно для сапропелево-гумусового и гумусово-сапропелевого подтипов керогена). Таким образом, разработанная по результатам анализа комплекса геохимических параметров модель катагенетического преобразования ОВ пород палеогенового возраста и генерации УВ позволяет достаточно точно определять граничные интервалы проявления ГФН в процессе катагенеза и выявлять положение ГЗН как в разрезе отложений, так и в плане на территории их распространения.

8. Результаты проведенной количественной оценки перспектив нефтегазоносное™ кумских, черкесских и палеоценовых отложений свидетельствуют о целесообразности постановки ГРР для поиска нефтесодержащих скоплений в пределах перспективных зон территории Восточного Предкавказья (рис. 8).

-1

"vJ"

Условные 1>6о:ш»ч<мгих:

ipas»iia е««ш»*г peej-pcon УВ

Звйа:

| 1 oicym ¡ш-А гшерашга жидких УВ

Г ' . ■ j 1ШШОЙ штмнгт генерщш УВ

(мет* 1.0 кг Уй/м5 *и>|нкш> 1-://Л средаей Ш(0ш<иг[й •стщищш УВ (10 - 29 кгУШм1 лорольз) »(шышшиой яна'тжти н'неряцяи У*: (i( - W КГ УВЛч' веризм)

(ХЕШ] эшсвкей изиггаоста 1енерашш ув

(ёвяее (н? кг УШм' породы)

Оггаишиые усзе»»ые обо»н»пеи»я с-;, на ряс.!.

Рис. 8. Схематическая карта зональности кумских отложений восточной части Ставропольского края по величине плотности генерации УВ

Основные положения диссертации опубликованы в следующих работах:

В изданиях, рекомендованных ВАК'.

1. Луканова О.О. Физико-химические закономерности термодеструкции керогена палеогеновых отложений Восточного Предкавказья // «Газовая промышленность». - М.: Изд-во «Газойл пресс» - 2010. - № 5. - с. 25 - 28. (Соавтор A.A. Ярошенко)

2. Луканова О.О. Методические аспекты определения типа органического вещества хадумских отложений Центрального и Восточного Предкавказья (территория Ставропольского края) // «Геология нефти и газа». - М.: ООО «Геоинформмарк» — 2010. ~ № 6. - с. 77 - 83. (Соавторы A.A. Ярошенко, П.В. Бигун)

3. Луканова О.О. Органическое вещество кумских отложений Центрального и Восточного Предкавказья (территория Ставропольского края) и их нефтегазоматеринские свойства // «Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений». - М.: ОАО «ВНИИОЭНГ» - 2011. - № 2. - с. 36 - 43. (Соавторы A.A. Ярошенко, П.В. Бигун)

В других научных изданиях:

4. Луканова О.О. Оценка прогнозных ресурсов нефти и газа хадумских отложений Журавской зоны нефтегазонакопления // Материалы XXXIV науч.-техн. конференции по итогам работы профессорско-преподавательского состава, аспирантов и студентов СевКав-ГТУ за 2004 г. - Ставрополь: Изд-во СевКавГТУ, 2005. - с. 73. (Соавторы A.A. Ярошенко, Т.А. Горягина)

5. Луканова О.О. Оценка катагенетической превращенное™ ОБ хадумских отложений Журавекой зоны нефтегазонакопления // Материачы XXXV науч.-техн. конференции по итогам работы профессорско-преподавательского состава, аспирантов и студентов СевКавГТУ за 2005 г. - Ставрополь: Изд-во СевКавГТУ, 2006. - с. 21 - 22. (Соавтор АЛ. Ярошенко)

6. Луканова О.О. Оценка нефтегазогенерационного потенциала палеогеновых отложений территории Ставропольского края // Тезисы докладов 111 науч.-практ. конференции молодых ученых и специалистов «Газовой отрасли - энергию молодых ученых!» (6 - 10 октября 2008 г.) - Ставрополь: Изд-во СевКавНИПИгаз, 2008. - с. 3 - 5. (Соавтор A.A. Ярошенко)

7. Луканова О.О. Геохимическая характеристика рассеянного органического вещества пород палеоцен-эоценовых отложений территории Ставропольского края // Материалы XII региональной науч.-техн. конференции «Вузовская наука - СевероКавказскому региону». Том первый (22 - 24 декабря 2008 г.). - Ставрополь: Изд-во СевКавГТУ, 2008.-е. 154- 155 (Соавтор A.A. Ярошенко)

8. Луканова О.О. Характеристика физико-химических свойств и состава нефтей и газов палеоцен-эоценовых отложений территории Ставропольского края // Материалы XXXVIir науч.-техн. конференции по итогам работы профессорско-преподавательского состава, аспирантов и студентов СевКавГТУ за 2008 г. (30 - 31 марта 2009 г.). - Ставрополь: Изд-во СевКавГТУ, 2009.-с. 112- 113. (Соавтор A.A. Ярошенко)

9. Луканова О.О. Условия формирования нефтегазоматеринекого потенциала кум-ских отложений Центрального и Восточного Предкавказья // Материалы VIII Международной науч.-практ. конференции студентов, аспирантов и научных работников «Международные и отечественные технологии освоения природных минеральных ресурсов и гло-бачьной энергии» (23 - 25 сентября 2009 г.). - Астрахань: Издательский дом «Астраханский университет» - 2009. - № 3 (34). - с. 83 - 86 (Соавтор A.A. Ярошенко)

10. Луканова О.О. Характеристика нефтегазогенерационного потенциала палеогеновых отложений территории Ставропольского края // Специализированный сборник «Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений». - М.: ООО «БЭСТ-принт» - 2009. - № 4. - с. 3 -11 (Соавтор A.A. Ярошенко)

11. Луканова О.О. Особенности гермобарическош режима палеогеновых отложений территории Ставропольского края // Материалы IX Международной конференции «Новые идеи в науках о земле» (14 - 17 апреля 2009 г.). - М.: Изд-во Российского государственного геологоразведочного университета имени Серго Орджоникидзе - 2009. -с. 136 (Соавтор A.A. Ярошенко)

12. Луканова О.О. Условия генерации углеводородов в палеогеновых отложениях Восточного Предкавказья (территория Ставропольского края) // Тезисы докладов VII Международной научно-практической конференции «Проблемы добычи газа, газового конденсата, нефти» (20 - 25 сентября 2010 г.). - Кисловодск: Изд-во СевКавНИПИгаз, 2010. -с. 21 - 23 (Соавтор A.A. Ярошенко)

13. Луканова О.О. Генерационная зональность углеводородов в нефтегазоматерин-ской толще палеогена Центрального и Восточного Предкавказья // Тезисы докладов IV науч.-практ. конференции молодых ученых и специалистов «Газовой отрасли - энергию молодых ученых!» (25 - 29 октября 2010 г.) - Ставрополь: Изд-во СевКавНИПИгаз, 2010.-с. 5-7.

ЛУКАНОВА ОЛЕСЯ ОЛЕГОВНА

ГНОЛОГО-ГЕОХИМИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ПАЛЕОЦЕН-ЭОЦЕНОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ ЦЕНТРАЛЬНОГО И ВОСТОЧНОГО ПРЕДКАВКАЗЬЯ

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

Подписано в печать 21.03.11 Формат 60x84 1/16 Усл.печ.л. 1,4 Уч.-изд.л. 1,66 Бумага офсетная_Тираж 150 экз._Заказ 283

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

Содержание диссертации, кандидата геолого-минералогических наук, Луканова, Олеся Олеговна

Введение.

1 Геологическое строение и нефтегазоносность палеоцен-эоценовых отложений.

1.1 Состояние изученности отложений.

1.2 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза.

1.3 Тектоника.

1.4 Нефтегазоносность.

1.4.1 Краткая характеристика залежей углеводородов.

1.4.2 Состав и свойства нефтей и газов.

1.5 Гидрогеологические условия и термобарический режим.

1.5.1 Гидрогеохимическая и гидродинамическая характеристика.

1.5.2 Современные геотермические условия.

1.5.3 Пластовые давления.

2 Палеогеографические и фациальные условия формирования палеоцен-эоценовых отложений и накопления органического вещества.

3 Оценка нефтегазоматеринского потенциала пород.

3.1 Геохимическая характеристика пород.

3.2 Геохимическая характеристика органического вещества пород по данным физико-химических методов анализа.

3.3 Геохимическая характеристика органического вещества пород по данным экспресс-пиролиза «Коск-Еуа1».

3.4 Методические аспекты определения типа органического вещества.

3.5 Нефтегазоматеринские породы и характеристика их генерационного потенциала.

3.6 Корреляция рассеянного органического вещества пород и нефтей.

4 Условия генерации углеводородов и формирования их скоплений.

4.1 Катагенез органического вещества пород.

4.2 Генерационная зональность углеводородов.

4.3 Термобарическая зональность углеводородных скоплений.

5 Количественная оценка перспектив нефтегазоносности палеоценэоценовых отложений по геохимическим показателям.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Геолого-геохимические условия нефтегазоносности палеоцен-эоценовых отложений Центрального и Восточного Предкавказья"

Цель работы. Обоснование перспектив нефтегазоносности палеоцен-эоценовых отложений Центрального и Восточного Предкавказья (территория Ставропольского края) на базе обширного геолого-геохимического материала, полученного с помощью современных аналитических методов исследований.

Основные задачи работы:

1. Изучение особенностей геологического строения и нефтегазоносности палеоцен-эоценовых отложений, палеогеографических и фациальных условий их формирования и накопления органического вещества (ОВ).

3. Выявление особенностей катагенетических преобразований ОВ палеоцен-эоценовых отложений.

5. Качественная и количественная оценка перспектив нефтегазоносности палеоцен-эоценовых отложений Центрального и Восточного Предкавказья территория Ставропольского края) по геохимическим показателям.

Объект исследования. В основу диссертационной работы положены результаты научных исследований, выполненных автором в период с 2004 по 2011 годы и базирующихся на данных бурения, гидрогеологических, геофизических и геохимических материалах по более 300 скважинам, пробуренным на территории Центрального и Восточного Предкавказья (Ставропольский край), изучения кернового материала (около 1400 образцов пород, в т.ч. микроскопическое изучение 70 шлифов), на анализе устьевых и глубинных проб нефтей (134 пробы), свободных, попутных и водорастворенных газов (80 проб), многочисленных публикациях по исследуемой проблеме.

Для решения поставленных в ходе работы над диссертацией задач автором были исследованы образцы пород палеоцен-эоценового возраста из пробуренных в Ставропольском крае скважин, подвергшиеся геохимическим исследованиям в специализированных лабораториях НИИ ПНТ НП, ИГиРГИ и ОАО «СевКавНИ-ПИгаз». В частности, в работе использовались данные о содержании в породах органического углерода (180 определений), результаты люминесцентно-битуминологического (около 1000 определений) и пиролитического (в модификации «Rock-Eval» - 184 определения) анализов, а также результаты определений отражательной способности витринита.

Научная новизна.

4. Проведена количественная оценка перспектив нефтегазоносности па-леоцен-эоценовых отложений территории исследования с использованием новой геолого-геохимической информации.

Практическая значимость работы. Использование разработанной модели катагенетического преобразования OB пород палеогенового возраста и генерации УВ, а также построенной с ее помощью схемы раздельного прогноза на нефть и газ позволяет достаточно точно определять граничные интервалы проявления главной фазы нефтеобразования (ГФН) в процессе катагенеза и выявлять положение главной зоны нефтеобразования (ГЗН) как в разрезе отложений, так и в плане на территории их распространения. Результаты, полученные автором, могут быть использованы при планировании ГРР на нефть и газ в пределах Центрального и Восточного Предкавказья. Разработки автора, касающиеся оценки ресурсной базы УВ палеоцен-эоценовых отложений восточных и юго-восточных районов Ставропольского края, использовались при выполнении 4 научно-исследовательских отчётов НИИ ПНТ НП и ОАО «СевКавНИПИгаз», выполненных для Территориального агентства по недропользованию по Ставропольскому краю, ЗАО «Юг-Георесурс» и ОАО «Газпром».

Реализация результатов работ. Результаты проведенных исследований отражены в 4 научно-исследовательских отчётах НИИ ПНТ НП и ОАО «СевКавНИПИгаз», выполненных для Территориального агентства по недропользованию по Ставропольскому краю (2004 г.), ЗАО «Юг-Георесурс» (2006 г.) и ОАО «Газпром» (2007 - 2008 гг.).

Апробация и публикации результатов работ. Основные положения диссертационной работы прошли первичную апробацию на XXXIV, XXXV и XXXVIII научно-технических конференциях по итогам работы профессорско-преподавательского состава, аспирантов и студентов СевКавГТУ за 2004, 2005 и 2008 годы (Ставрополь, 2005, 2006, 2009 гг.); III, IV научно-практических конференциях молодых ученых и специалистов «Газовой отрасли — энергию молодых ученых!» (Ставрополь, 2008, 2010 гг.); XII региональной научно-технической конференции «Вузовская наука — Северо-Кавказскому региону» (Ставрополь,

2008 г.); VIII Международной научно-практической конференции студентов, аспирантов и научных работников «Международные и отечественные технологии освоения природных минеральных ресурсов и глобальной энергии» (Астрахань,

2009 г.); IX Международной конференции «Новые идеи в науках о земле» (Москва, 2009 г.); УП Международной научно-практической конференции «Проблемы добычи газа, газового конденсата, нефти» (Кисловодск, 2010 г.).

Публикации: Основные положения диссертации освещены в 13 работах, из них три — в журналах, рекомендованных ВАК Минобрнауки РФ: «Газовая промышленность» № 5 за 2010 г., «Геология нефти и газа» № 6 за 2010 г., «Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений» № 2 за 2011 г.

Объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав и заключения, изложенных на 168 страницах, иллюстрируется 59 рисунками, содержит 8 таблиц и список использованной литературы из 90 наименований.

Заключение Диссертация по теме "Геология, поиски и разведка горючих ископаемых", Луканова, Олеся Олеговна

Заключение

Проведённые исследования позволяют сделать следующие выводы о геолого-геохимических условиях нефтегазоносности палеоцен-эоценовых отложений Центрального и Восточного Предкавказья (территория Ставропольского края):

1. Реконструкция литолого-фациальных и палеогеографических условий осадконакопления показала, что в течение палеоценовой и эоценовой эпох в пределах изучаемой территории состав ОВ формировался в основном за счет планк-тоногенного материала с разной долей участия континентальной органики, приносимой с суши проточными водами в растворенном в воде или взвешенном состоянии. При этом наиболее благоприятные условия для захоронения большого количества органического материала существовали в Восточном Предкавказье.

2. Анализ результатов исследований состава и свойств УВ и ОВ палеоцен-эоценовых отложений с помощью различных методов обработки геологической информации (построение геохимических разрезов, схематических карт и т.д.) позволил выявить закономерности изменения их геохимических характеристик по разрезу и площади изучаемой территории, в частности, было установлено, что в пределах Центрального Предкавказья породы характеризуются низкими концентрациями ОВ, Восточного Предкавказья - более высокой обогащенностью ОВ и повышенными значениями геохимических параметров.

3. Практически все изученные образцы пород палеоцен-эоценового возраста подвержены влиянию минеральной матрицы породы на результаты пиролиза ее органической составляющей, что было учтено при определении генетической принадлежности органического материала. Доказано, что изучаемые отложения содержат ОВ преимущественно смешанного типа, представленного гумусово-сапропелевым и сапропелево-гумусовым подтипами, которые отличаются друг от друга по комплексу геохимических показателей.

5. Оценка нефтегазогенерационных способностей палеоцен-эоценовых отложений показала, что их потенциальные возможности сильно варьируют как по разрезу, так и по площади изучаемой территории. В разрезе палеоцен-эоценовых отложений наиболее высокие нефтегенерационные свойства, являющиеся результатом преобладания в образцах пород фитопланктоногенного ОВ с хорошо сохранившейся липидной составляющей, характерны для кумских отложений особенно на юге и юго-востоке Ставропольского края (Восточное Предкавказье). Учитывая долю остаточного потенциала в общем нефтегазоге-нерационном потенциале пород палеоцен-эоценового возраста, можно утверждать, что изучаемые отложения не полностью реализовали свои нефтегазоге-нерационные возможности и ОВ этих отложений способно генерировать при определенных термобарических условиях жидкие и газообразные УВ.

6. На современном этапе геологического развития значительной части исследуемой территории (Восточное Предкавказье) степень преобразования ОВ палеоцен-эоценовых НГМП соответствует градациям катагенеза MKj - МК2, что весьма благоприятно для генерации УВ и формирования их скоплений, поскольку здесь, за исключением западной части территории, весь изучаемый комплекс отложений находится в верхнем диапазоне «нефтяного окна».

7. Изучение геохимической эволюции органической составляющей пород с использованием нового фактического материала и современных представлений о генерационных процессах позволило определить начало реализации преимущественно нефтегенерационного потенциала ОВ разного генетического происхождения НГМП палеоцен-эоценового возраста - при достижении катагенетического интервала, отвечающего значениям Тмах = 421 - 426 °С и R0 = 0,5 - 0,55 % (соответственно для сапропелево-гумусового и гумусово-сапропелевого подтипов ке-рогена). Таким образом, разработанная по результатам анализа комплекса геохимических параметров модель катагенетического преобразования ОВ пород палеогенового возраста и генерации УВ позволяет достаточно точно определять граничные интервалы проявления ГФН в процессе катагенеза и выявлять положение

ГЗН как в разрезе отложений, так и в плане на территории их распространения.

Условные обозначения: граница оценки ресурсов УВ

Зона: отсутствия генерации жидких УВ " . " | низкой плотности генерации УВ (менее 10 кг УВ/м' породы)

V/У/\ средней плотности генерации УВ (10-20 кг УВ/м3 породы)

XXXI повышенной плотности генерации УВ (20 - 60 кг УВ/м' породы) высокой плотности генерации УВ (более 60 кг УВ/м' породы)

Остальные условные обозначения см. на рис. 1.6.

Рисунок 5.6 - Схематическая карта зональности кумских отложений восточной части Ставропольского края по величине плотности генерации УВ

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата геолого-минералогических наук, Луканова, Олеся Олеговна, Краснодар

1. Акрамходжаев A.M. Нефть и газ продукты преобразования органического вещества. - М.: Недра, 1982. - 261 с.

2. Баженова O.K. Геология нефти и газа: Учебник / O.K. Баженова, Ю.К. Бур-лин, Б.А. Соколов и др. -М.: Изд-во МГУ, 2000. 384 с.

3. Баженова O.K. Биомаркеры органического вещества пород и нефтей майкопской серии Кавказско-Скифского региона / O.K. Баженова, Н.П. Фадеева, М.Л. Сен-Жермес и др. // Геохимия. 2002. - № 9. - с. 993 - 1007.

4. Баженова O.K. Масштабы нефтегазообразования в нефтегазоносных бассейнах Восточного Паратетиса / O.K. Баженова, Н.П. Фадеева // Тез. докл. VIII Междунар. конф. «Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа». М.: ГЕОС, 2005.-с. 54-58.

5. Баженова O.K. Некоторые глобальные закономерности нефтегазообразования в истории Земли / O.K. Баженова, Н.П. Фадеева // Тез. докл. УП Междунар. конф. «Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа». М.: ГЕОС, 2004. - с. 46 - 49.

6. Бакиров A.A. Теоретические основы и методы поисков и разведки скоплений нефти и газа / A.A. Бакиров, Э.А. Бакиров, B.C. Мелик-Пашаев и др.: Учебник для вузов. 3-е изд., перераб. и доп. - М.: Высшая школа, 1987. - 384 с.

7. Бурлаков H.A. Физико-химические свойства нефти палеогеновых отложений Восточного Ставрополья / И.А. Бурлаков, Р.Г. Налбандян, Н.В. Туллий // Нефтегазопромысловое дело. 1980. - № 8. - с. 33 - 36.

8. Бурлаков И.А. Физико-химические свойства нефти (газа) хадумских глинистых отложений Восточного Ставрополья / И.А. Бурлаков, Р.Г. Налбандян, Н.В. Туллий // Нефтепромысловое дело. — 1985. — № 7. — с. 26-28.

9. Бурштар М.С. Стратиграфия и условия формирования верхнеэоценовых и майкопских отложений Северного Ставрополья и Сало-Манычского междуречья / М.С. Бурштар, Ю.П. Никитина, Ю.Н. Швембергер // Науч. тр. /

10. ВНИГНИ. 1963. - Вып. XXXVIII - с. 89 - 104.

11. Вассоевич Н.Б. Основные стадии развития нефтематеринских свит и их диагностика / Н.Б. Вассоевич, С.Г. Неручев // Нефтематеринские свиты и принципы их диагностики. М.: Наука, 1979. - 270 с.

12. Воробьева К.И. Основные закономерности распределения тепла в недрах Восточного Ставрополья / К.И. Воробьева, М.В. Мирошников // Геология нефти и газа. 1964. - №6. - с. 45 - 50.

13. Газовые месторождения СССР: Справочник / В.Г. Васильев. Изд-е 2-е. - М.: Недра, 1968.-688 с.

14. Генетическая классификация нефтей, газов и рассеянного органического вещества пород / Сб. науч. тр. // ВНИГРИ. 1981. - 124 с.

15. Геология и нефтегазоносность Восточного Предкавказья / Сб. науч. тр. М.: Наука, 1958. - Вып. 1.-250 с.

16. Геологические условия и основные закономерности размещения скоплений нефти и газа в пределах Эпигерцинской платформы юга СССР. Том II. Предкавказье. -М.: Недра, 1964. 307 с.

17. Глебовская Е.А. Применение инфракрасной спектрометрии в нефтяной геохимии. — JL: Недра, 1971. — 140 с.

18. Гроссгейм В.А. Стратиграфия СССР. Палеогеновая система / В.А. Гросс-гейм, И. А. Коробков. М.: Недра, 1975. - с. 150 - 154.

19. Гуров А.Д. Стратиграфия верхнемеловых отложений Предкавказья / А.Д. Гуров // Материалы по геологии и нефтегазоносности юга СССР // Сб. науч. тр.: ВНИГНИ. М.: Госгеолтехиздат, 1963. - Вып. XXXVIII. - с. 39 - 43.

20. Дистанова JT.P. Особенности нефтегазообразования в бассейнах Восточного Паратетиса (эоценовая эпоха накопления) // Тез. докл. VHT Междунар. конф. «Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа». М.: ГЕОС, 2005. - с. 131 - 133.

21. Дистанова JI.P. Условия формирования нефтематеринского потенциала эоце-новых отложений бассейнов Крымско-Кавказского региона / JI.P. Дистанова // Сб. науч. тр. «Вестн. Моск. ун-та»: Сер. 4. Геология, № 3. М.: МГУ, 2007. - с. 59 - 64.

22. Ермолкин В.И. Развитие теории прогнозирования нефтегазоносности недр. Раздельный прогноз нефти, газа и конденсата / В.И. Ермолкин // Практические аспекты комплексного освоения нефтегазовых ресурсов. М., 1996. - с. 56 - 63.

23. Ермолкин В.И. Критерии прогноза фазовой зональности углеводородов в осадочных толщах земной коры / В.И. Ермолкин, Э.А. Бакиров, Е.И. Сороко-ва и др. М.: Недра, 1998. - 320 с.

24. Карцев A.A. Основы геохимии нефти и газа / A.A. Карцев. Изд. 2-е, пере-раб. и доп. -М.: Недра, 1978.-279 с.

25. Киссин И.Г. Восточно-Предкавказский артезианский бассейн. — М.: Наука, 1964.-238 с.

26. Конторович А.Э. Геохимические методы количественного прогноза нефтегазоносности / Тр. СНИИГиМС. М.: Недра, 1976. - Вып. 229. - 250 с.

27. Корценштейн В.Н. Гидрогеология газоносной провинции Центрального Предкавказья / В.Н. Корценштейн. М.: Гостоптехиздат, 1960.

28. Корчагина Ю.И. Методы исследования рассеянного органического вещества / Ю.И. Корчагина, О.П. Четверикова. М.: Наука, 1976. - с. 27 - 33.

29. Корчагина Ю.И. Методы интерпретации аналитических данных о составе рассеянного органического вещества / Ю.И. Корчагина, О.П. Четверикова. — М.: Недра, 1980.-228 с.

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

31. Ларская Е.С. Методологические особенности оценки масштабов нефтегазообра-зования на платформах типа Русской платформы // Методы оценки нефте- и газоматеринского потенциала седиментитов. — М.: Наука, 1982. — с. 59 63.

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

33. Лопатин H.B. Пиролиз в нефтегазовой геохимии / Н.В.Лопатин, Т.П. Емец. -М.: Наука, 1987. 144 с.

34. Макаренко Ф.А. Геотемпературное поле Предкавказья и его влияние на свойства нефтей / Ф.А. Макаренко, С.И. Сергиенко, Я.Б. Смирнов // Советская геология. 1972. - №4. - с. 102 - 117.

35. Меленевский В.Н. Анализ углей Кузбасса пиролитическим методом / В.Н. Меленевский, Ю.Ф. Патраков, В.И. Сухоручко и др.// Тез. докл. IV Ме-ждунар. конф. «Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа». М.: ГЕОС, 2001.-с. 304-306.

36. 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.

37. Неручев С.Г. Нефтепроизводящие свиты и миграция нефти. Л.: Недра, 1962. -с. 71 -91.

38. Нестеров И.И. Методы построения карт распределения потенциальных и перспективных ресурсов нефти, газа и конденсата / И.И. Нестеров, В.В. Потеряе-ва, A.B. Рыльков и др. -М.: Недра, 1975. 184 с.

39. Нестеров И.И. Термодинамические аспекты в генерации углеводородов / И.И. Нестеров, Г.Ф. Григорьева, В.Ю. Фишбейн // Моделирование нефтега-зообразования. М.: Наука, 1992. — с. 98 - 104.

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

41. Онищенко Б.А. Пограничные слои мела и палеогена в Предкавказье и некоторые вопросы палеогеографии юга СССР в раннем палеогене / Б.А. Онищенко // Советская геология. 1972. - № 3. - с. 134-140.

42. Онищенко Б.А. Палеогеографическая обстановка в Предкавказье в абазинское время / Б.А. Онищенко // Геология нефти и газа. 1984. - № 8. - с. 54 - 57.

43. Онищенко Б.А. К палеогеографии Предкавказья, Арало-Тургайской области и юга Западной Сибири на рубеже эоцена и олигоцена. М.: ВИНИТИ, 1985. -13 с.

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

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

46. Петров A.A. Биометки и геохимические условия образования нефтей России / A.A. Петров // Нефтехимия. 1995. - №1. - том 35. - с. 25 - 34.

47. Разумова Е.Р. Геохимическая характеристика состава нефтей и рассеянного органического вещества пород мезокайнозойских отложений Восточного

48. Предкавказья (по данным инфракрасной спектрометрии) / Е.Р. Разумова, З.П. Кукушкина // Геохимические проблемы оценки нефтегазоносности: Сб. науч. тр. / ИГиРГИ М.: ИГиРГИ. 1989. - с. 50 - 56.

49. Резников А.Н. О нефтеобразовании в отложениях доманикоидного типа на стадии апокатагенеза / А.Н. Резников, A.A. Ярошенко, Н.В. Скиба // Сб. науч. тр., серия «Нефть и газ» / СевКавГТУ. Ставрополь: СевКавГТУ, 1999. -Вып. 2. - с. 6 - 16.

50. Сен-Жермес M.JI. Органическое вещество в майкопских отложениях олиго-цена Северного Кавказа / М.Л. Сен-Жермес, O.K. Баженова, Ф. Боден и др. // Литология и полезные ископаемые. 2000. - № 1. - с. 56 - 73.

51. Сомов В.Д. К вопросу о геотектоническом режиме Восточного Предкавказья в палеогеновое время / В.Д. Сомов, М.С. Бурштар: Сб. науч. тр. / ГрозНИИ. -М.: Гостоптехиздат, 1960.-Вып. 32-с. 103 -121.

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

53. Стратиграфический кодекс России. Изд-е третье. - СПб.: Изд-во ВСЕГЕИ, 2006. - 96 с.

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

55. Судариков Ю.А. Некоторые особенности строения эоценовых отложений Северного Предкавказья и Сталинградско-Астраханского Поволжья / Ю.А. Судариков // Науч. тр. / ВНИГНИ. 1960. - Вып. 32. - с. 248 - 258.

56. Сухарев Г.М. Подземные воды нефтяных и газовых месторождений Кавказа / Г.М. Сухарев, М.В. Миропшиков. -М.: Гостоптехиздат, 1963. — с. 274 287.

57. Тиссо Б. Образование и распространение нефти / Б. Тиссо, Д. Вельте. М.: Мир, 1981.-504 с.

58. Унифицированная стратиграфическая схема палеогеновых отложений Северного Кавказа и Предкавказья / Мин-во природных ресурсов РФ, ВСЕГЕИ, ФГУП «Кавказгеолсъемка». Санкт-Петербург - Ессентуки, 2000.

59. Ханин A.A. Породы-коллекторы нефти и газа нефтегазоносных провинций СССР. М.: Недра, 1973. - 304 с.

60. Хант Дж. Геохимия и геология нефти и газа. М.: Мир, 1982. — 703 с.

61. 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.

62. Ярошенко A.A. Физико-химические закономерности термодеструкции керо-гена палеогеновых отложений Восточного Предкавказья / A.A. Ярошенко, О.О. Луканова // «Газовая промышленность». М.: Изд-во «Газойл пресс», 2010.-№5. -с. 25-28.

63. Ярошенко А.А. Особенности термобарического режима палеогеновых отложений территории Ставропольского края / А.А. Ярошенко, О.О. Луканова // Тез. докл. IX Междунар. конф. «Новые идеи в науках о земле». — М.: РГГУ, 2009. с. 136.

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

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

66. Espitalié J. La pyrolyse «Rock-Eval» et ses applications. / J. Espitalié, G. Deroo, F. Marquis // Revue de I IFP, 1985, -V.41, - № 1. - p. 73 - 89 (3 partie).

67. Peters K.E. Guidelines for evaluating petroleum source-rock using programmed py-rolysis / K.E. Peters // AAPG Bull., 1986. -V. 70. - № 3. - P. 318 - 329.

68. Pelet R. Evaluation quantitative des produits formés lors de l'évolution géochimique de la matière organique / R. Pelet // Rev. d'Institut Français du Pétrole, 1985, v.40, - № 5, - p. 551 -562.

69. Price L.C. Organic geochemistry (and causes there of) of highrank rocks from the Ralf Lowe-1 and other wellbores / L.C. Price // U.S. Geological Survey Open-Fill. 1988. -№ 5. - p.55.

Информация о работе

Луканова, Олеся Олеговна
кандидата геолого-минералогических наук
Краснодар, 2011
ВАК 25.00.12

Диссертация

Геолого-геохимические условия нефтегазоносности палеоцен-эоценовых отложений Центрального и Восточного Предкавказья - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы