Бесплатный автореферат и диссертация по геологии на тему

Геолого-геохимическое обоснование перспектив нефтегазоносности впадины Шабва

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

Автореферат диссертации по теме "Геолого-геохимическое обоснование перспектив нефтегазоносности впадины Шабва"

Государственная ордена Октябрьской Революции и ордена Трудового Красного Знамени академия нефти и газа им. И.М.Губкина

РГ8 0Я

На правах рукописи УДК 553.98(533)

Тауфик Мухамед Абдул Хамид

ГЕОЛОГО-ГЕОХШЧЕСКОЕ ОБХНОВАНИЕ ПЕРСПЕКТИВ ' НЗФТЕГАЗОНОСНОСТИ ВПАДИНЫ ШАБВА (Йеменская республика)

Специальность 04.00.17 - Геология,

поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

Диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

Москва 1994 г.

Работа выполнена в Государственной ордена Октябрьской революции и ордена Трудового красного знамени академик нефти и газа имени И. 11. Губкина.

Научный руководитель: доктор геолого-нинералогических наук, профессор А.С.Гадаи-Касуыов.

Официальные оппоненты: доктор гео лого минералогических наук, профессор В.А.Чэхмахчев;

кандидат геолого-минералогически: наук, доцент М.В.Бордовская.

Ведущая организация: Университет друкбы народов им. П.Лумумбы

Защита состоится "¿6." .^^ае^^..... 1994 года

в 15 часов на заседании Специализированного совета Д 053.27.06 по защите диссертаций на соискание ученой степени доктора геолого-минералогических наук г.ри ГАНГ им. И.М.Губкина по адресу: 117917, ГСП-1, Ленинский пр., 65

С диссертацией шяко ознакомиться в библиотеке ГАНГ им.И.М.Губкина

Автореферат разослан Л... ...1994 г.

Ученый секретарь Специализиро- , /

ванного совета, доцент А.В.Бухаров

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

А кту а л ь_н_о ст ь_т^емы. Одной из важнейшее задач Йеменской Республики является экономическая независимость. Решение этой задачи тесно связано с созданием национальной топливно-энергетической и, прежде всего, нефтегазовой промышленности.

Возросшие требования к эффективности геолого-разведочных работ и экономическая целесообразность разработки месторождений нефти к газа Йеменской Республики вызывают необходимость комплексного геолого-геохимического обоснования направлений нефтега-зопоисковых работ, включая детальные исследования состава и свойств углеводородов.

Наиболее перспективным на нефть и газ районом страны является впадина Шабва, расположенная в крайней западной части страны. Нефтегазопоисковые работы в ее пределах начаты в 1982 г. К настоящему, времени во впадине Шабза отработано 60 тыс. км сеЯсмогсрофилей и пробурены многие глубокие скважины. На трех площадях (Восточной, Западной, Центральной Аяд и Амаль) получены притоки нефти. -

Ускорение открытий новых месторождений нефти и газа требуют научно-обоснованного выбора приоритетных направлений геолого-разведочных работ, их концентрацию на наиболее перспективных участках. Именно этим вопросам и посвящена диссертационная работа.

Дель_работа. Изучение геохимических закономерностей изменений физико-химических свойств и углеводородного состава неф-тей и конденсатов в целях прогнозирования генетического типа и

качества жидких флюидов в различных районах впадины Шабва в отложениях подсолевого, межсолевого, надсолевого комплексов юрско-нижнемелового возраста. Проведение геолого-геохимического районирования впадины по степени перспективности отложений на нефть и газ.

0сно£ные_задачи исследования^

1. Выделение в разрезе мезозойских (Мг? ) отложений нефте-газоиатеринских толщ, оценка их генерационного потенциала.

2. Еыявление закономерностей изменения физико-химических свойств нефтей к конденсатов, группового и структурно-группового углеводородного состава бензиновых и высококипящих фракций, индивидуального углеводородного состава бензиновых фракций и отбензиненной части Ш.К. 200-350°С).

3. Обоснование генетических типов нефтей и конденсатов на основе установления генетических связей УВ в системе РОВ -

- нефть - конденсат.

4. Установление закономерностей изменения фазового состояния залежей по разрезу отложений и по площади распространения отдельных стратиграфических комплексов, прогноз качества флюидов.

5. Региональный прогног нефтегазоносное™ по геолого-гео-хииическиы критериям.

Научная новизна. Впервые в данной работе используются в комплексе результаты геохимических исследований органического вещества, нефтей и конденсатов впадины при выборе направлений поисково-разведочных работ на новых площадях, прогнозируется качество ожидаемых нефтей, конденсатов.

• Практическм_з начим о сть даботы^ Дана оценка перспектив нефте- и газоносности, осуществлено нефтегеодогичейгое районирование с выделением первоочередных районов для поисково-разведочных работ.

В результате проведенных исследований сделаны выводы по прогнозу свойств и углеводородному типу жидких флюидов в юрско-меловых отлокекиях подсолевого, межсолевого и надсолевого комплексов впадины Шабва и дакы рекомендации, которые необходимо учитывать при выявлении условий формирования залежей нефтей, конденсатов и газов, при подсчете прогнозных и промышленных запасов нефти и газа и при обосновании направлений поисковых работ на нефть и газ.

Использование ма^едиалов^ В основу диссертации положен фактический фондовый"материал, собранный автором во время полевых и камеральных работ в составе'Советской нефтешзисковой экспедиции в Йемене в период 1983-1986 гг. и результаты всех видов геологических исследований, бурения структурных и поисковых скважин, пробуренных на территории впадины Шабва. В диссертационной работе использовались также аналитические данные научно-исследовательских лабораторий России по физико-химическим свойствам нефтей и конденсатов, в частности, использовались материалы по индивидуальному углеводородному составу отдельных фракций, исследованных методами газожидкостной хроматографии УВ флюидов трех месторождений. Обобщены данные более 30 анализов битумоидной части РОВ пород, а также данные по углеводородному и неутлеводородному составу газов. Кроме того, в рабо-

те использовались литературные и фондовые материалы по пластовым температурам и давлениям.

_Реалк2ашя даботьь Результаты проведенных исследований являлись составной частью научно-исследовательских работ компаний SuriOc.£, ДтоСО з Total и использовались в рекомендациях Мингео СССР при обосновании плана поисково-разведочных работ на нефть к газ на 1986-1990 гг.

Апробация £aj5oTbL_ Основные полокения работы докладывались на конференциях молодых геологов (Москва).

и ¿бьем дабота^ Диссертация состоит из введения, 9 глав и выводов, изложенных на /jtf страницах машинописного текста, сопровождается 3 таблицами, иллюстрациями /<) рисунков з тексте. Список использованной литературы включает наименований.

Работа подводит итог многолетним исследованиям автора в области геологической и геохимической изученности закономерностей размещения залежей нефтей, конденсатов и газов в малоизу- • ченкых районах впадины Шабва. Конечная цель - обоснование оценки нефтегазоносности подсолевых, межсолевых и надсолевых комплексов юры-шжяего мела.

За помощь в работе, ценные советы и консультации автор-искренне благодарит сотрудников кафедры теоретических основ поисков и разведки нефти и газа ГАНГ им. И.М.Губкина докторов геол.иин.наук, профессоров Бакирова З.А., Гадки-Касумова А.С., ¿рыолкина Б.И., Мальцеву А.К., Ларина В.И., Чахмахчева В.А., зав.сектором кандидата г.-м.н. Голованову С.И.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

В первой главе кратко изложена история проведения поисково-разведочных работ, которую можно разделить на дза периода.

Первый период начался в конце 50-х годов и продолжался до 1967 г. Геологические наблюдения носили эпизодический характер. В основном они посвящались изучению стратиграфии разреза и не сопровождались геофизическими и буровыми работами.

Второй период, начавшийся после достижения независимости страны (1967 г.), продолжается и по настоящее время. Он связан с созданием Национальной нефтяной корпорации при широком научно-техническом содействии бывшего СССР и ряда других стран.

В первой половине этого периода (1957-1982 гг.) геологическое изучение впадины Шабва сопровождалось аэромагнитными съемками, проведенными французской фирмой (СШ) и советским объединением "Зарубежгеология". Геологические исследования в это зремя на территории впадины и ее южном обрамлении- осуществлялись китайскими, немецкими и советскими специалистами. Полученные результаты позволили определить направления и очередность последующих нефтегазопоисковых работ. Со второй половины этого периода (с 1982 г. по /д до г, ) геологоразведочные работы проводилыеьСоветской нефтепоисковой экспедицией. В 1982-1984 гг. осуществлен первый региональный этап исследования, а с 1984 г. начат второй поисково-разведочный этап изучения впадины Шабва. Комплексные геолого-геофизические и буровые -исследования позволили определить основные черты геологического строения впадины Шабва и привели к открытию первых нефтяных месторождений.

Большой вклад в изучение впадины Шабва наряду с йеменскими геологами М.Бамахыудом, Ф.Хайтаном, Р.Бараба, С.Нани к др. в:-:есен и советскими исследователями З.В.Бейдуном, Г.А.Габри-элянцем, К.А.Калининым, В.А.Никсленко, В.И.Высоцким, Е.Д.Дум-ко гш.

Во второй главе рассмотрены основные моменты в истории развития впадины Шабва в юрско-раннемеловое время.

В доркфтовый этап происходило заложение впадины в средне-юрское - оксфордское время по глубинному разлому на месте современного Кадфун-Аядимского прогиба. В раннерифтовый этап происходит резкое увеличение скорости погружения Мадфун-Аядимско-го прогиба в оксфордское - раннекиммеридхсксе время и вовлечение в спускание территорий к северо-востоку от наго. В средне-ркфтозый этап происходило оформление современной структуры ■ впадины к концу среднетигонского времени, заложение прогибов Сабатейн, Хавак-Хаджарский и разделяющего их Центрально-Шабвин-ского поднятия. Позднерифтовый этап датируется поздкзтитонским временем, когда происходило затухание дифференцированных движений ео Епадине Шабва.

Е берриас-валанжинское время (пострифтовый этап) происходило захоронение юрских прогибов под чехлом ракнемеловых отложений и образование обширной пологой синклинали на месте рифта.

Предаптское время ознаменовалось общи».! подъемом впадины к ее эрозией.

В певв£й_чгсти_ второй главы (П.I) отображена история развития региональных блоков впадины. В верхнеюрской - нижнемеловой

толще выделено нескольво ритмично построенных циклов осадочных пород, отражающих основные этапы формирования впадины. Каждый из циклов состоит из одного или нескольких ритмов, имеет в подошве четкий трансгрессивный пласт (обычно с фауной) и не менее четкий регрессивный элемент, представленной либо мощней толщей микритовых и пелитоморфных известняков, либо эвапорита-ми и глинами. Зто позволяет считать, что границы в подошве и кровле подразделения являются синхронными, и мощность карбонатов отражает интенсивность тектонического погружения в данное время. Это дало возможность дифференцировать области значительного регионального погружения и умеренного погружения и сделать ряд выводов, касающихся скорости прогибания и палеотектони-ческого положения основных структурных зон.

Во ¿торой_части_ второй главы (П.2) рассмотрена история развития локальных поднятий впадины Шабва в позднеюрское-мело-вое время. 3 раннекимериджскую фазу рифтогенеза происходило заложение локальный поднятий, прирост амплитуды поднятий (по отношению я современному) составил 48-505?.

К концу среднекимериджского времени происходило частичное переформирование структурного плана поднятий, проявление дизъюнктивной тектоники и перерыв в осадконакоплении. Дальнейший рост поднятий происходил в течение средней (второй) позднекиме-риджской стадии рифтогенеза, прирост амплитуды составил 20-25$.

В течение раннего-среднего титона отмечается перестройка структурного плана поднятий, предшествующего садке соли и проявление дизъюнктивной тектоники. Формирование соляных куполов в толще надзвапоритовых отложений происходил в три стадии:

I) титок, 2) неоком, алт, альб-турон и 3) сенон,

В третьей главе дается литолого-стратиграфическая характеристика разреза Шабва.

Осадочный чехол впадины Шабва представлен образованиями мезозойского и кайнозойского возрастов, которые залегают на метаморфических, интрузивных и субвулканических породах докем-брийского фундамента.

Фундамент. Вещественный состав и возраст фундамента впадины Шабва изучены по скважинам, пробуренным на ее территории, а также по обнажениям пород в районах Махфид, Джабал-Аль-Асвад и других районах, расположенных на южном обрамлении впадины Шабва.

Суммарная толщина метаморфических образований позднего протерозоя более 13 км.

Базальный терригенный комплекс сложен мелководными и континентальными песчаниками нижне-среднейрского возраста толщиной около 80 км. В центральных частях впадины не обнаружен.

Бараба P.C. (198? г.) разделил верхнеюрско-нижкемеловые отложения впадины Шабва на три литолого-стратиграфических комплекса: подсолевой, соленосный к надсолевой.

Подсолевой карбонатный комплекс в пределах северной части Бпадины представлен глинисто-карбонатными породами и делится на две пачки: нижнюю - известковую и верхнюю - песчано-глини-стую.. Толщина комплекса около 340-1600 м. По находкам фауны он отнесен к оксфорд-кимериджу.

Соленосный комплекс. Сложен каменной солью с прослоями гипсов, . ангидритов и глин. Он разделяется на две пачки. Нижняя

- каменная соль с прослоями глин, а верхняя - глинистая битуминозная. Толщина комплекса в среднем 500 м. Отложения комплекса в возрастном отношении принадлежат титонскому ярусу.

Кадсолевой карбонатный комплекс состоит из пелитоморфных, плотных известняков с прослоями битуминозных глин и мергелей и делится также на две пачки. В породах нижней пачки содержатся фауна и флора титонского яруса, а в верхней пачке содержатся фораыиниферы и тинтинниды берриасского и валанжинского ярусов. Поэтому описываемый комплекс датируется как позднеюрский

- раннемеловой (титон-валакжин). Толщина комплекса до 600 м.

КижнемеловоР карбонатно-терригенный комплекс сложен из-весткоЕистыми песчаниками с прослоями органогенных известняков барреи-аптского возраста. Толщина комплекса около 100 м.

¡деловой терригенный комплекс характеризуется однообразным

чередованием гравеллитов, песчаников, глин, без фауны. Толщина

г

комплекса около 1100 м.

Палеогеновый карбонатный комплекс объединяет свиты Умм-Эль-Радума и Джеза (Бейдун, 1964), толщиной 50 и 300 м-соответственно. В литологическом отношении он представлен карбонатными и глинисто-карбонатными породами.

Плиоцен-четвертичный терригенный комплекс залегает на подстилающих породах палеогена и мела с региональным стратиграфическим несогласием. Он сложен песчаниками и конгломератами. Толщина их в руслах рек достигает 90 м.

Четвертая глава посвящена тектонике района. Бпадика Шабва расположена в юго-западной части Аравийского мегаблока Африкано-Аравийской древней платформы и представляет

собой крупную внутриплатформенную депрессию. Границы впадины образованы шлексурно-разрывными нарушениями. С севера и юга она обрамляется выступами докембрийского фундамгнта: Гайянским и Махфидсккм, с востока - западным склоном Мукаллинского вала. На западе впадина переходит в другую депрессию - Шабва-Мариб. Внутреннее строение впадины довольно сложное, ее фундамент имеет блоковую структуру и разбит, в осноеном, субмеридиональными субширотными разломами. Центральная часть впадины осложнена суб-зиротным Центральным валом, который отличается маломощным, до I км, сильнонарушенным осадочным чехлом, а также субмзридиональ-ным валообразным поднятием Аяц. Центральный вал разделяет впадину на два крупных прогиба - Атакский на юге и Сабатейнский - на севере с глубинами фундамента 4-5 км. Между этими прогибами и Центральным валом располагаются субширотные террасовидные ступени. Поднятия отдельных блоков фундамента на южной (Алвыской) ступени обусловили формирование локальных структур и развитие соляно?: тектоники.

3 де£во!*_части_четверто? главы уточняется тектоническое районирование территории ИР и обосновываются в ее пределах границы основных структурных элементов.

Структурные взаимоотношения фундамента и осадочного чехла были положены в основу установления внутри тектонических областей крупных (1-го порядка) структурных элементов. Последние, в зависимости от уровня изученности, подразделяются на более мелкие структурные единицы (элементы П-го и Ш-го порядка).

Особое место в рассматриваемой тектонической области занимают участки крупных структурных понижений, выполненных в основ-

ном,мезозойски;.! осадочным комплексом, формирование которых непосредственно связывается с активизацией рифтогенных процессов в позднемезозойскбе время (структура I порядка). К структурным элементам такого рода относится впадина Ыабва-Мариб - типичное рифтовое сооружение, ограниченное от окружающих ее структурных элементов системой разломов. В ней выделен ряд структурных элементов Я-го порядка. - Центральное - Шабвинское поднятие, характеризующееся сокращенным разрезом (до I км) осадочного чехла. Более мелкие структурные элементы Ш и 1У порядков осложняют Центрально-Шабвинское поднятие. Среди них локальные структуры Западный Аяд, Восточный Аяд, к которым приурочены месторождения нефти.

Во_втооо£ части четвертой главы рассмотрены основные черты палеотектоники И р л.

Юрско-меловой период формирования чехла И Р. ознаменовался образованием на юге страны системы крупных вкутриконтинен-тальных рифтовых прогибов северо-западного и субширстного простирания. Комплекс юрско-меловых пород по условиям осадконакоп-лекия делится на два подкомплекса. Нижний - киыеридж-неокомс-кий комплекс характеризуется преимущественно карбонатным осад-конакоплением с прослоями эвапоритов; 'верхний, баррец-сенонс-кий - преимущественно терригенный. Исходя из палеотектоническо-го анализа, лжная часть Аравийской плиты характеризовалась высокой тектонической активностью на протяжении всего фанерозоя. Можно ожидать, что при более глубоком и детальном изучении структуры осадочного чехла в теле плиты будут выявлены структурные элементы, с которыми можно связывать перспективы нефтега-зоносности.

Глава пятая - небтегазоносность. Геологические исследования последних лет свидетельствуют об определенной структурна Г: изолированности впадины Шабва от расположенной северо-восточнее синеклкзы Руб-Эль-Хали, входящей в состав нефтегазоносного бассейна Персидского залива. Однако характер сочленения их еще недостаточно изучен.

г.ефтегазопрокБления.

Прямые признаки нефтегазоносности широко распространены на территории впадины Шабва. Они фиксируются как в естественных обнажениях, так и в скважинах. В них нефтепроявления установлены в породах верхнеюрского и мелового возрастов.-

В скважине Шабва-I нефтегазопроявлэния отмечались в скважине Шабэа-2 в интервалах 1380-1410 м и 2116-2138 м, и на глубине 2332 м.

В районе Аядского валообразного поднятия нефтегазогтроявле-кия весьма интенсивны. Б скважине Аяд-1, пробуренной на структуре Восточный Аяд, нефтегазопроявления установлены на глубинах 500-1642 м, в песчаниках ничего ыела и подсслевых карбонатных отложениях верхней юры.

3 базальной части карбонатного подсолевого комплекса получен приток нефти с дебитом около 50 м3/сут.

В главе аестой рассматривается геохимия органического ве-дества осадочных отложений. В первой ее части 6.1 - "Методическая основа исследования РОВ" рассмотрены как геохимические, так и генетические критерии, позволяющие установить фациально-генетический тип исходного 0В, степень его термической зрелости, генерационный потенциал и наличие миграционных процессов.

В нефтематеринских породах мезозойских отложений впадины Шабва выделено (Р.Бараба иТсЗуфик Мухамед) три типа исходного ОВ.

1) Сапропелевый тип ОВ встречен в морских, относительно глубоководных, реже прибрежно-морских глинисто-карбонатных породах верхнеюрского-нижнемелового возраста О3 - формировавшихся в восстановительных и слабовосстановительных геохимических обстановках. Степень катагенетической превращенное™ соответствует градациям МЮз-МКд, содержание ОВ изменяется от 0,2-3,05? в восстановительных фациях, до 0,02-1,Ой - в слабовосстановительных фациях. Генерационный потенциал изменяется от 100 до 300 г/м3 породы. Количество миграционных битумов достигает 3 кг/м3 породы. По данным газожидкостной хроматографии характер молекулярно-массового распределения нормальных алка-нов имеет пологий вид кривой с максимумом содержания, падающими на среднюю часть УВ состава*^ -$25 ' значения отношения 1С19/ 1С20 = 1,1 - 1,4.

2) Сапропелево-гумусоЕый тип ОВ сформировался преимущественно в слабовосстановительных условиях диагенеза мелководных фаций У 3 ~ % возраста. Количество ОВ изменяется от 0,02 до 0,08$. Степень катагенной превращенное™ соответствует градациям МК| - МК2. Генерационный потенциал невысокий - 150 г/см3 породы. Газохроматографические исследования УВ позволили установить его отличия. В составе нормальных алканов максимумы кривой падают на более высокомолекулярные УВ, как с нечетным (С2?, С2д), так и четным (С2$, С28, С3^) числом углеродных атомов.

3) Преимущественно гумусовый тип исходного ОВ встречен в терркгенных и карбонатно-терригенных породах верхнемелового и, еозмсжно, нижне-среднеюрского комплексов. Терригенные породы континентального и мелководного происхождения (иногда с углистыми включениями) формировались в окислительных и сяабовосста-новительккх условиях. Для гумусового типа исходного ОВ характерно пониженное содержание водорода (7-9&) в элементном составе хлороформенкого битума А, малое количество масляной фракции (20-25Й), а также низкие значения битумного коэффициента ( ,/Эм = 1-3%). Генерационный потенциал также снижается до 75 - ICO г.Д;3 породы. Основу метано-нафтеновых УВ составляют нафтеновые УЗ с повышенным содержанием более сложных нафтенов (3-х, 4-х и даже 5-ти кольчатых). В изопреноидных структурах пристан преобладает над фитаном. Кривая молекулярно-массового распределения нормальных алканов принимает "остроконечную" форму.

Во второй части шестой главы рассмотрена геохимическая зональность накопления и преобразования ОВ в M¿? отложениях впадины Шабва.

3 результате проведенных в лаборатории БНИПНИ геохимических исследований верхнеюрско-нижнемеловых карбонатных отложений выделены три нефтематеринские толщи: подсолевая (кимеридк--оксфорд), межсолевая (титон) и надсолевая (титон-валанжин).

Исходя из палеотектонических реконструкций Р.Бараба процессы нефтегазообразования проявлялись прерывисто по мере достижения отдельными нефтематеринскими толщами и соответствующими элементами палеоструктур главной зоны нефтегазообразо-

вания.

В районе впадины Сабагейн отложения оксфордского яруса залегают непосредственно на фундаменте подсолевого комплекса ( ч К-0) и представлены переслаиванием алевролитов и темно-серых аргиллитов. Отмечены повышенные количества ОВ (0,78 -2,Зой, реже 6,7$) и ХБА. (0,15 - 0,22$). Фациально-генетический тип преимущественно сапропелевой. По данным компонентного анализа ХЕА содержание масляной фракции составляет 42,5 - 48,7%. Углеводородный коэффициент изменяется от 2,0 до 6,5%. Генерационный УВ потенциал высокий (750 - 250 г/мэ породы).

Кадсолевая толща - делится на две пачки: (титон) и 2) К^У (валанжин). Содержание ОВ в разрезе уменьшается при переходе от титонских к валанжинским отложения»!. Среднее содержание ОВ в известняках составляет 0,2 - 0,355, а в аргиллитах и глинистых известняках 0,5 - 0,7$, достигая в отдельных случаях 15% в образцах сапропелевых углей (богхедов). £аци-ально-генетическкй тип ОБ определен как сапропелево-гумусовый со значительной долей содержания последнего, о чем свидетельствуют высокие численные значения отношения пристана к фитану, равные 2,5-3,0. Генерационный потенциаль снижается от.950 до 260 г/м3.

В пределах Аядского валообразного поднятия наблюдается сокращение.мощностей Еерхнепрских образований и отсутствие мощных эвапоритовых отложений. Результаты геохимических анализов -0) отложений выявили невысокое содержание ОВ в мергелях, известняках - 0,2-0,23$ и ХЕА от 0,01 до 0,04$. Битумный коэффициент изменяется от 4,3 до 5,4 в сингенетичкых и от 17 до 20 в эпигенетических битумоидах.

В отложениях list- K£V площади Аяд содержание РОВ в среднем составляет 0,3-0,8$ для карбонатных разностей и несколько

До

возрастает в глинистых разностях^,4-2,6$. Выход ХЕА колеблется от 0,007 до 0,06$. Битумный коэффициент изменяется от 0,8 до 2,3, а при наложении миграции до 72,0. Отсутствие соляной покршки способствовало миграции УВ снизу вверх. Более низкая градация катагенной превращенности (MKj-MKg) по сравнении с районом впадины Сабатейн (MKj-MK^) обусловило снижение масштабов генерации УВ. В Атакском районе отмечаются наиболее высокие перспективы нефтегазоносности, обусловленные высокой степеь ньга катагенной превращенности, соответствующей градациям МК4-

мк5.

В Аяднмском прогибе в отложениях подсолевой толщи содержание ОВ изменяется от 0,5 до I,92% в глинистых известняках и достигает 6,9$ в темно-серых аргиллитах. Количества ХБА соответственно изменяется от 0,02 до 0,08$. Значения высоки 4,7-18,6. В надсолевых отложениях масштабы накопления ОВ несколько снижаются. Так, его содержание в карбонатных разностях пород изменяется от 0,11-0,43$ до 0,9$, но содержание ХБА остается высоким 0,02-0,16$, Jt>xJt изменяется от 17 до 18. Однако, степень катагенной зрелости ОВ (MKj) является недостаточной для генерации УВ в промышленных количествах.

Нефтематеринсяие порода (КИП) Kj отложений южной части прогиба Хавак-Хаджар характеризуются преимущественно сапро- :

пелевыы фациально-генетическим типом ОВ высокой степени ката-

jfiec6

генной превращенности, соответствующей градациям МКд-МК^.Ублё-дует ожидать высокие перспективы нефтегазоносности.

Таким образом, во впадине Шабва очаги генерации углеводородов приурочены к отрицательны».! структурам: прогибы Атак, Аядим, Хавак-Ходжар, Ал амская ступень, борт Аядского валооб- . разного поднятия.

Б седьмой главе "Генезис жидких флюидов МЛ отложений юго--еосточноГ; части впадины Еабва" рассмотрена динамика процессов формирования существующих залежей УВ, в целях выявления диагностических показателей прогноза ке4тегазоносности. В первой части главы "Методические рекомендации по прогнозированию фазового состояния и состава углеводородных скоплений по геохимическим данкм.-:" рассглотрены дбе методики: I - методика прогнозирования фазового состояния, свойств и состава углеводородных флюидов по информации о генетических особенностях нефтей и конден-денсатсз; 2 - методика прогнозирования углеводородного состава флюидов по данным сб их генетических связях с ОВ материнских пород.

Во второй части седьмой главы - "Показатели, используемые при установлении особенностей в составе нефтей и конденсатов", рассмотрены генетические показатели как бензиновых, так и ст-бензиненньпс фракций нефтей и конденсатов.

В третьей, основной части седьмой 'главы - "Особенности углеводородного состава нефтей и конденсатов подсолевых отложений верхней эры" даны результаты геохимических исследований нефтей и конденсатов по тектоническим зонам.

На границе прогиба Атак и ступени Альм выявлено месторождение конденсата (Накаа., скв. I) в отложениях верхней юры на глубине 2,6 км. Изученная проба конденсата характеризуется

средней плотностью 0,801 г/сы3 с низким содержанием парафинов (1,18$) и серы (0,25%). Выход светлых фракций составляет 44$ при невысокой температуре начала кипения (45°С). Состав низко-кипящих УВ (бензиновые фракции) контролируется не только степенью катагенной превращенности УЗ, но и исходным типом ОВ материнских пород. Численные значения коэффициента метаморфизма по В.К.Шаманскому нС^/ 2 изо Cg + ¡¿ЦП = 0,67 по-видимому, соответствуют градациям катагенеза МК«> - Жд. Влияние катагенеза сказалось на повышенных значениях отношения

2. алкаков + S. ареалов / 2. цж лаков - 2,23. Характерен метановый тип УВ (Z а л каков / .2- цикланов = 1,83).

Значения генетических показателей г н.алканов— _ j fo8;

2 изо.алканов

■Z пикленов_=1,14; _ЭБ + КУ"0Л- =0,40 и т.д

2. изо.алканов 2.М + П + 0 ксилолов

при градации катагенеза ^£-3 вмещающих отложений указывают на то, что источником генерации УВ - фациально-генетический тияОВ, преимущественно сапропелевый верхнегарского комплекса данной тектонической зоны.

По характеру молекулярно-иассового распределения норм, алканов, - плавный ход кривой с максимумами содержания на С^, ^16' ^17' ^18 ~ следует предположить вторичный генезис конденсатов месторождения Накаа, скв. I. Величина отношения пристала к фитану, равная 1,59, четко фиксирует влияние сапропелевого типа исходного ОВ пород верхней юры ( tJji ), что подтверждается численными значениями показателей

с С19 / нС17 = 0,43; 1С20 / нС18 = 0,30 и т.д.

Оценен состав углеводородных флюидов как алкановый в га-зоконденсатннх месторождениях. Геолого-геохимическиП анализ свидетельствует о наличии очага нефтегазообразования в подсо-левых отложениях прогиба Атас (2,5-3,0 км) и, возможно, очага газообразования в более погруженных участках (3,0-3,5 км). Кефтематеринские породы характеризуются высоким генерационным потенциалом.

В пределах тектонической зоны - ступень Альм изучались пробы нефте? и конденсатов из подсолевых отложений верхней юры месторождения Амаль. Нефти и конденсаты месторождения Акаль, отобранные с глубины 2,0-2,1 км, характеризуются средней плотностью от 0,632 до 0,844 г/см3. С погружением отложений (2,6 км) плотность конденсатов возрастает до 0,876 г/см3, что вероятно связано с остаточный явлением ретроградных процессов. Отмечается высокая температура начала кипения (103 -П5°С) светлых фракций. Выявляется близость численных значений ряда генетических показателей низкокипящих УВ в системе нефть-конденсат: _

^ норц.алкааов я 0)91 (нефть) _ _ 1>0 (конд) -2изо.алканов

¿цикланон 2. изо.алканов

1,10 (нефть) - 1,19 - 1,03 (коня.)

ЪЪ ' К>"!0Л--- 0,54 (нейть) - 0,45-0,49 (конд)

2.М + Л + О ксилолов

Щ-- = 1,37 (нефть) - 1,56 - 1,74 (конд.)

лцп

Елиэкив значения большинства генетических показателей нефтей и конденсатов ыесторовдения Амаль при одной и той же стадии катагенеза 05 вмещающих отложений (ЫКр) указывают на вторичны" генезис конденсатов, что подтверждается составом_ реликтовых УЗ. Направленность кривой молекулярно-массового распределения Норм.алканов нефти и конденсата аналогичная, что свидетельствует о тесной генетической связи УВ, обоснованием которых служит близость численных значений генетических показателе-" нефти и конденсата:

/ = (нефть) - 1,35 (конденсат)

IСтд / нС= 0,75 (нефть) - 0,64 (конденсат)

""^20 ^ "^18 = (нефть) - 0,55 (конденсат)

^18 ^ ^19 = ~ (конденсат) и т.д.

Геолого-геохимический анализ позволил оконтурить зону месторождений Амаль, как зону преимущественно нефте-конденса-тогазонакопления. Исходный сапропелевый тип ОВ нефтематеринских пород верхнеюрских подсолевых отложений (более глубоководные карбонатные формации) при прохоадении ГЗН могут продуцировать жидкие УВ высокоалканового типа.

К востоку от Аламской ступени располагается Аядское вало-образное поднятие. В его пределах пробурены скважины Аяд, Западны!: и Восточный Аяд. Здесь наблюдается сокращение мощностей верхнеюрских образований и отсутствие мощных эвапоритовых отложениГ5. Отмечается утяжеление нефтей ( 0,867 г/см3).

Выход светлых фракций не превыпает 30% при температуре начала ; кипения 56°С. Судя по численным значениям генетических пока-

зателей низяокигощйх УВ:

^норм.алканов = 0>98. ¿ЦТ. = 1>23.

2изо.алканов .2 ЦП

.2 цикланов _ 0 ЭБ + куиол_ = О 61

2.изо.алканов ' ' ЛМ+П+С ><силол°в

исходным типом ОВ было сапропелевое нелипидное (амикагинозое)

формировавшееся в мелководных зонах мелких палеобассзйнов, что

подтверждается составом реликтовых УЗ:

1С19 / 1С2С = °'78; 'сС19 ^17 4 °'51; 1С20/Гн018 = 0,87; 2 С19 + 1С20 / нС17 + нС18 = 0,66; '¿.С18 / IС1д = 0,81

Предполагается обнаружение нефтей среднего состава алка-но-цикланового типа УВ. ©ормирование залежей на Аядском палео-поднятии возможно путем дифференциального улавливания УВ, при их .миграции в струйном гиде в направлении с юга на север по региональному подъему пластов.

В пределах тектонической зоны "седловина Шабва" изучены нефтянке пробы на глубине 2,3 га. Нефть характеризуется высо- -кой плотностью = 0,89 - 0,89 .С/с*?). Выход бензиновых

фракций не превышает 25$ с высоко* температурой начала кипения ,>150сС. Газохроматографичесние исследования низкокипящих УВ позволяют выявить генезис жидких УВ. Средние численные значения генетических показателей 2 ЦГ/ЛЦП =1,3-1,33; 2. ткланов / пзо.злканов = 1,2 - 1,28 при повышенных численных значениях показателя ароматических УВ - ЭБ + кумол/2 Ы+П+О ксилолов = 0,6? определяют исходный тип 03 нефтематеринских пород как сапропелевый (нелипидкый). Степень катагенной пре-

враденности УЗ соответствует стадии Ж£_з^^ изоСц+ЫЦП = = 0,56-0,59). Инд и в иду а л ь ны 2 состав норм, алканов и изопренои-дов исследован по 4-м пробам. Отмечается плавный ход кривой молекулярно-массового распределения с немногочисленными максимумами, приуроченными как к нечетным, так и четным молекулам. Отношение пристака к фитану равно 1,6.

Прогнозируется алкаю выГ тип УВ нефтяных месторождений. Залежи конденсатов будут иметь вторичный генезис. Коллекторе-кие свойства пород подсолевых отложений оцениваются как низкие, что снижает перспективы нефтегазокосности . в данном районе. Район "седловины Шабва" является зоной нейтенакопления.

В восьмо" главе - "Аспекты прогноза нефтегазокосности мезозойских отложений впадины Еабва по геохимическим критериям" сделана попытка районирования нефтегазоносности отложений Епадины Шабва. Выделены и охарактеризованы зоны нефтегазонакоп-ления. Б основе теоретических разработок лежит методика прогнозирования углеводородного состава флюидов по данным об их генетических связях с ОВ нефтематеринских пород.

В разрезе юго-восточной части впадины Шабва наиболее интенсивно процессы генерации и эмиграции УВ происходили в подсолевых отложениях 3 дК-С' и несколько в меньшей степени в над-сэлевых отложениях клг . Оконтурены зоны конденсато-

газонакопления (прогиб Атак), (ступень Альм) и нефтегазонакоп-ления (Аядское валообразное поднятие, седловина Шабва). Палео-тектонические реконструкции позволили обосновать прогноз фазовой зональности углеводородов. Возможно обнаружение конденсатов первичного генезиса в подсолевых отложениях (^3 К-0)

Атакского прогиба и южной части ХаЕак-Ходжарского прогиба. В зависимости от источников генерации углеводородов - фациально-генеткческого типа СБ (сапроперевый и сапропелево-гумусовый) прогнозируются зысокоалкановый, алкановый и алкано-циклановый типы углеводородов.

В девятой главе - "Перспективы нефтегазоносное?» и рекомендации по дальнейшему направлении поисково-разведочных работ на нёфть и газ" с учетом комплексного изучения геологических и геофизических материалов территория впадины Шабва разделяется на три района: высокоперспективный, перспективный и малоперспективный. К высокоперспективньа.: районам относятся: Атакский, Аядимс-кий, Хавак-Хаджарсккй прогибы, Алаыская ступень и Аядское вало-образное поднятие. К перспективны:/ районам относятся: валообраз-ное поднятие Шабва-Мгак, северная ступень и Сабатзйнскяй прогиб и Западная Шабва, поднятие Аль-Наааф-Дахаба. К малоперспективны/' районам относится территория Центрального вала.

раождащ

1. В каждой структурно-тектонической зоне выделены площади, которые характеризуются благоприятными условиями образования и сохранения залежей углеводородов и распространением кал более легких, так и средних и тяжелых, менее и более парафинистых, малосернистых нефтей соответствующего углеводородного типа.

2. Предложены новые геохимические критерии нефтегазоносно-сти осадочных комплексов и локальных структур, на основе которых агтором положительно оценены перспективы подсолевых отложений .

3. Аетор полагает, что методический подход при выявлении геохимических закономерносте" состава и свойств нефтей и конденсатов юго-восточных районов впадины Шабва могут быть использованы в малоизученных районах.

Б ДИССЕРТАЦИИ ЗАЩИЩАЕТСЯ СЛЭДУЩИЕ ОСКОШЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ:.

1. па основе детальных геохимических исследований РОВ М2 отложений впадины Шабва определен фациально-генетическик тип исходного 03 и степень его катагенной превращенное™. С учетом генерационного потенциала дана характеристика нефтегазомате-ринских толц подсолевых и надсолевых отложений. Выявлены наиболее высокие перспективы для подсолевых отложений.

2. Проведено геохимическое районирование по степени генерации УЗ с выделением зон повышенной генерации УВ (I, П, Ш) и зон с меньше? степенью генерации УВ (1У и У).

3. На основе новых методических разработок, основанных на установлении генетических связей УВ в ряду нефть-конденсат по составу биомаркеров, дан прогноз фазовой зональности"'УВ скоплений. Зьделена зона конденсато газонакопления и 2 зоны нефтегазонакопления. Изученные месторождения конденсатов классифицируются как вторичные. Однако, исходя из особенностей УВ состава жидких флюидов с учетом палеотектонических реконструкч ци" определена возможность обнаружения первичных газоконден-сатных систем на глубинах более 3-4 км в южной части Аравийской плиты.

СХЕМАТИЧЕСКАЯ КАРТА

ДИНАМИКИ НАКОПЛЕНА ОВ НЕфТЕМАТЕРИНСКИХ ПОРОД ПОДСОЛЕВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ Ю-8 РАЙОНОВ ВПАДННЫ-ЬГАИА

»»МММ

Се(!"1«»> Го»»« ИухИЕД 1??Лг

Услсзныс ОВОЗНДЧЕНМЯ:

*>'■""" I)! ».„.,

' .1 г,,,,,,,,.,

« "«-по'/.'м^,,

и Р'-'Х!»!...! ,„„„..

Л'Л'и'^".;:; (с-...««,

И 1ЧЦШ»,,,,

Я С<1»Ж1»„С „т,,,,

т

' ЕЗ Г"»«*х „„„„,, п ; .

СХЕМАТИЧЕСКАЯ КАРТА прогноз* Фазового состояния и сосгаза углеводородных

СКОПЛЕНИЙ ПО ГЕОХИМИЧЕСКИМ ДАННЫМ '8ШННА ИШВА

1* Ц 11.И1И

ЙСШИ»: Гвфик МЦ1МЕ1 1993/

Гм*««м ГШЩИЧГСГМ «гни?» • иккомя

иММПП 4 [ М||Н н|мп4а

СО □О'

Зт мчамп ммпщщ

* Й(*Г»

9 ЙЦ1КП1

0 К(^|1Н|(1и1и ♦ Г»»

пи акфги

*',1»1МИ «пии ш •*»»* ||1)*им

'(и1»Н«| Ш»»м мм-•т« • * м 'ИКШН! '* - к I « г » < * ^ * ч ■ е 4 г