Бесплатный автореферат и диссертация по геологии на тему

Исследование углеводородных систем в породах погребенных тектонических структур междуречья рр. Раздан-Аргичи

ВАК РФ 04.00.13, Геохимические методы поисков месторождений полезных ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Исследование углеводородных систем в породах погребенных тектонических структур междуречья рр. Раздан-Аргичи"

РГ8 О/!

О ""1 190-','

НАЦИОНАЛЬНАЯ АКАДЕМИЯ НАУК РШШЖЗ! АРМИЯ ИНСТИТУТ ГЕОЛОГИЧЕСКИХ НАУК

На правах рукописи

МУРАДЧН АРА ВАНЖОШЧ

ИССТРда.МШ УГЖ30Д0Р0 Д! их систш Л ПОРОДАХ ПОГИ'ЦЕНШХ ТЕКТОНИЧЕСКИХ СТРУКТУР !ЖГ\Д7Р1^Ш рр. РАЗДАН-АРГИТЛ

Специальность 0-1, СО«12, Гегзкютвскке ¡\"оюд'т уоро-чов

?1СГ;'ГГ;[)(_Г',ГРПЧП ЛО.'Гв" О/ЛГ-'ЬГ.

Автореферат

диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-шшоралогических наук

ЕРЕВАН-1594

Работа выполнена в Институте геологических наук Академии наук Армении

Научный руководитель -

Официальные оппоненты

академик НАЛ РА и РАЕН доктор геолого-минералогичоских наук, профессор - С.В.Григорян

доктор геолого-минералогических наук (ЕГУ) - А.А.Садоян

кандидат геолого-минералогичоских наук (ИГН HAH РА)- Ю.Р.Каграманов

кандидат геолого-мшералогических наук (ИП1 HAH РА)- Г.С.Симонян

Ведущее предприятие

Государственное управление по недрам Республики умения

Защита состоится /О //час.

MÜH.

на заседании Споциалчсированного Совета К.005.16.01, при Институте геологических наук HAH РА

Адрес: 375019, г.Ереван-19, пр,Маршала Баграмяна, 24а Институт геологических наук HAH РЛ

С диссертацией мондо ознакомиться в библиотеке Института геологических'наук ПАИ РА

Автореферат разослан

Ученый. секретарь Специализированного совета, кандидат геолого-милэралогичеоких наук

П.М.Каиланян

Актуальность теш. Исследование состава и содержания углеводородных систем различного фазового состояния является пер-внм этапом, предопределявшая научногобоснованный поиск энергоемкого природного сырья - нефти, газа, конденсатов.

Неступаотая экономическая самостоятельность Республики Арме- ! ния диктует необходимость интенсификации научных геолого-геохями-чоских работ и разработки новых аналитических подходов с цельв прогнозирования нефтагозоносности.

• Информация, полученная хроме^ографичесгаш методами, позво- , ляот определять состав и содержание многокомпонентных смесеЗ, каковы! ш являются йейть, газ в конденсаты, а такке проводить гене-тотссг.утз корреляцию к тшгазацю нефтой,. способствуя достик-знип внсокой эффективности поиска потенциально нефтегазоносных территорий.

Необходимость применения ге^хзкгческих методов при разведке вефтегазояосмйс тояа на территории Республики Армения, покрытой вулканическими лавшя, где гссйкзическкэ катода малоэ-Йактивны.'я определяет рктуадыюсть каотоякей работы.

Цель работы. Изученйэ состава я содергиния углеводородных систем рязлкчгого фазового состояния для оценки потенциальной кефтегазокосностп территории моздурочья рек Раздан - Арглчи а Удаление наиболее перспективных отлогопий.

Основное задачи исследования:

- Сбор, ашшз п обобшбщю опубликованных материалов о геохимических критериях а методах исследования углвводородшпе сис-

при прогнозировании яофтйгазоносности с оценкой современного состояния теория пропохокденяя яефтп и газа.

- Изучаяпо соотева й содержания кяогокомповеятнвх угловодо- . родшяс снстэй различного фазового состояния тадоя газовой хроматография. _

- Внявяойиэ аакокомерноотей распредвлзяйа угивводородов, лв-ляашихея геяоипеоявмй мйркЗрама для корреляционного анализа неф-"

т^.

- Создание научно-обоснованной схемы фазового состояния углеводородов на исследуемой территории.

- Разработка научной аргументации для планирования направлений поисково-буровых работ на не<$тъ и газ на базе шполиен-них автором исследований.

Научная новизна работы. I. Впервые методом газовой и газо-явдкостной хроматографии исследованы мпогококпонснтнне углеводородные слстеми различного фазового состояния па центральной территория Республики Армения (междуречье рр. Раздан - Аргичи). формулирована общие закономерности распределения иоркалышх и изопреиощуых елканов, принятых в качестве паркеров б хротто-грайкческом анализе жидких углеводородов, на основании которой проведена генетическая корреляция и типизация исследованных углеводородов. 2, Установлено, что нефти и конденсаты различите стратиграфических коышжсов но ряду показателей состава сходны между собой по распределению нормальных н иэопреноадних арканов. 3, Впервые, ислочьзуя сравнительный анализ ряда хроматографиче-ских показателей: п/б, Кнч,'Кадк, Кизопр-, К фья с термо-

барическими условиями недр (на примере сквптсшш Порахбюр I) вн-явлено, что потенидадыш. промшлеяно-нефтеностили являются, отложения верхнемелового и палеоценового возраста. 4. При изучении состава и содержания газов в подпочвенном воздухе пняилоны аномально высокие содеркяния мотана и более тянелше углеводородов, определяемых в виде - С^. Показано токке наличие аномально шеоких концентраций ноугдзродороднпх компонентов, в частности гелия, что позволяет предположить наличие скопления, оАогашошшх гелием. 5, Аналнз характера прогрева горних пород на псследуо-мой территории обнаружил, Ч'ео при геотермическом градиенте, составляющем около 3°С/Ю0 мм предположительную критическую, для нефтегенерации, нияшаю границу следуез* опустить до гдубшш 7 км.

Практическое значение работы. Геохимическая информация о ■ характере распределения углеводородных и ноуглеппдороднн:: компонентов в системах различного фазового соотоянад, схематические г.арты грогноза свойств и состава нафтидов, служат основой для

проведения нейтегазопоисковнх работ в Центральной части территории Армении, позволяют осуществить прогноз фазового состояния золеяей до разбурпвлния территории.

Разработана методика определения состава и содержания шгк-роко.чт-еств газов в подпочвенном'воздухе, с ксполъзозппием в качестве адсорбента кндко-кристэллического вещества ТЛББЛ.

!Шще._ затшаеже полояенкя.

1. Гоохишческая информация об индивидуалы! чм составе, концентрационном распределении, характере хромэтографических величин (Ку, Кш, Калз£, Киз ц/ф) позволяет прогнозировать состав,

фазовое состояние, генетические особенности углеводородов, находящихся в нластошх условиях.

2. Нефти-и газокондексаты рдзлкчннх стратиграфических комплексов - от верхнего мела до неогена' включительно по ряду показателей состава я геохя.дагесгаш критериям сходни: относятся к типу Л^ пагпфкпо-на&тенового основания.

3. Корреляция физических параметров недр с геохимическими показателя!«! позволяет разработать научно-аргументированное направление дая геологоразведочных работ на нефть.

Фактическая основа работы. Б основу диссертации положены материалы, собранные и обработанные автором в лаборатории газо-.-надкостной хроматография ИГН НАИ РА (с 19ВЗ-1992 г.г.). В период работы отобрано 400 проб жидких углеводородов и 350 газовых из с квакш I и подпочвенного воздуха. Анализы проведем автором на хроматографах Цвет-ЮО, ЛМ-8 МД я ЛШ-80.

Апробация работы. Результаты работ докладывались на конференций молодйх научных сотрудников Азадемип наук Армения (г. Ереван, 1988г.), на юбилейной научной соссии, посвяшенкоЯ 100--лг'Тга вндаяшегося исследователя геология Кавказа ГС.в.Паффэн-годьца (г.Ереван, 1993 г.).

По темо диссертации сдано к опублйкойшда три работы- и отчеты Ш1 АН Армении за период 1933-1393 г.г. .

Диссертационная работа изложена на 112 страницах машинописного текста, содержит 30 рисунков, 16 таблиц и состоит из , введения, пяти глав, заключения к списка литератур« из 58 наименований.

Основшо нолскония и результаты данного исследования пред-i ' ■' ставлены в Государственное управление по недрам Республики Армения.

Диссертация является итогом десятилетнего труда автора в области изучения углеводородов Армении. Гастта базируется в основном на результатах физико-хкдаческого изучения недр.

Все хроматографические анализы геохимичоских проб с дальнейшей статистической обработкой результатов проведены автором.

Автор глубоко признателен за помоаь, консультации и за ценные советы а!шде?лику РАЕН, доктору геолого-минералогических наук, профессору Б.А.Соколову (ЫГУ) ; доктору геолого-шнералогических наук В.АЛахмакчеву и кандидату химических наук З.В.Якубсон (ИГиРГГО. '

Работа выполнена в ИГН HAH Армении под руководством академика АН Армении С.В.Григоряна, которому автор випакает глубокую благодарность, a также Ученому Секретарю ИГН А.Х.Миацакшвд, сотрудникам и коллегам, оказавши участие и содействие; к выполпо-' нии работы.' , .

Автор благодарен А.А.Дсламазян и H .11. Геворкян за большую помощь в оформлении диссертации.

Глава I. ГЕОШ.ПИЕСМ® КРИТЕРИИ И Ш7ГОД1 ИСОЛЕДОВА1Ш УГ.1ГЕВОДОРОЛ1Я СИСТШ С ЦЕЛЬЮ ПРСГН05ИР0ВЛ1Ш ШТЕГЛ30Н0СИ0СТИ.

Содержат« первой главы составляет обзор инеяпегэсл литературного материала по современным геохимическим методам и критериям исследования углеводородных систем с целью прогнозирования пефтегазоносаости.

Используя литературные данные, составляющие около 20 монографий, в наставшей работе проведен критический научный анализ современного состояния теории происхождения нефти. ' Огромпий вклад в развитие эволюционной осадочно-миграпиокной теории преобразования рассеянного органического вещества пород и генерации углеводородов нефтяного ряда внесли Н.Б.Вассоевич, И.В. Высоцкий, В.В.ГлебовскаЛ, Л.Э.Конторов«!, А.И.Леворсен, В.А.Соколов, Дя. П.^орсган, Дз. М.Хяп? и др. Поскольку поиски нефти и газа могут сильно выиграть от использования теории образования и миграция ¿глеяодородннх систем различного фазового состояния, рассмотрены рсторпчсскнэ аспекта разютия теории о происхояде-нкп нефти а газа. Из шогоаспектного подхода к этой проблеме, проявленного В.Тпссо, Д.Взльто <1531г.) в последовательном описании таких процессов, как седиментация органического вещества, ого преобразотеяив на разтгх этапах литогенеза и др., вытекает, по нашему глкеняю, что доказанное пдл только предполагаемые гага тезисы логически связываю основные пронесен новообразования. При этом ятя авторы иэ предлагает в качества гипотезы биогенную гшт абиогенную теории, а рассматривает? в исторической ретроспективе развита-! яязии на Зэтав, пвллшуюся необзгодшой предпосылкой появлеазя органического углерода в стратисфер«. Крот этого, В.Тиссо и Д.Йвльто в своей теории сводят парамэтрн количественной характеристики нефтеносных пород, гозволягавю :ос наделять я диагностировать гвооттпсдая метода*®, что яшие*"«! основной Задачей при поиске нофти.

Степень эффективности различиях геоззав^ескях методов» во-

пользуешх для характеристики и оценки потенциал?-по нефтеносных пород колеблется от низкой до очень високой.

В работе отмечаются стгндартлие, химический, оптические методы и метод шполиза, юле взаимодополняющш друг друга при обнарукенаи з составе органических компонентов пород веществ нефтяного типа, дум оценки степени зрелости, полуколичественной оценки генетического потенциала и т.д. Однако при определении состава пефтей для геопшичаскнх целей (т.о. с цшшю прогнозирования потенциальной нефтегенорации), наиболее применимы метода, основанные на количественной разделении райличных структурных типов нефти » на изучении молекулярного распределения в пределах каждого типа.

Газовая хроматография вопроси идентификации, определения состава многокомпонентна« смесей, каковыми являются нефть, газ и конденсата, решает экопресоио к вцсокоч^встзштельио. Основном достоинством этой методики является возможность избежать любой перегонки, в реьульта^е которой могут быть разрушены и изменены некоторые лабильные компоненты иафтидэв. Кроме теге, преимущество этого метода заключается в том, что он позволяет использовать небольшие количества анализируемого вепаства, экстрагированного из материнской породы (100 мг) и докет слуншть точной основой дая корреляции вефтн о нефтаносшой тодиюй.

Глава 2. ТШСШЧЕОКОЗ РАЗВИТОЕ \\ ГЕОЛОШЕСВД СТРОИ 'ИЕ МВДУРЕЧЫ1 {). р,РЛаИАН-АР1 ШИ

Тектоническое развитие носаедуомой территории 'охвитншет три геотектонических этапа: догаршшскиИ (байкадьскиП), гер-цинский а альпийский,

Догерцйнский тектонкчаск^ этап охватывает поздний докембрий и низы палеозоя, и, в целом, этот втап характеризуется геосининшалькнм реяймом, которому оьойсуионпо накопление большой мошносги нулкеийГоино-осодочшгх пород. Наиболее полно этот

отап проявлен в пределах Цахкуняцекого горст-антиклинорвд.

Гер-дшский тектонический этап охватывает время от девона до конца трчаоа и делится на два подэтапа. Первый - охзатыва- ' ет пешод от девона до раннего карбона включительно; шорой -- от ранней порми до позднего триаса. Среднему р позднему кар-богсу соответствует региональный пзрорь'в в осадконакоп.-екии, что подтверждается затегакием пермских отложений с резким углгоВьм несогласием на породы девона и нижнего.карбона.

Альпийский тектонический этап протерпел две стадии развития. Первая - геосичклиналъная стадия (юрскс-эоцоповый период) характеризуется энергичным проявлением геосинклинальной складчатости. Вторая - орогеяная стадия развития (позднеолкгоцен --- антропогеновый период), янамзйувшая завершение геосипклннгль-ного режима, характеризующаяся горообразованием, образованием молассовнх формация, формированном современного рельефа и проявлением вулканизма.

Главная гоосшклкнальнай стадия состоит пз трех фаз развития: юрско-ртшеотловой, поэднакзловой и эоценовой. Кахутая фаза характеризуется свое?! историей развития, детальное описание которых приводятся в работе,

В геологическом строении исследуемой территории участвуют породы от палеозоя до современных отложений.

Палеозой. Порода карбона и перш в основном развиты на Урц-ском хребта п в бассейне р.Аргичи к представлены олвдистнки песчанистыми сланцами, кварцита;®, глинистыми и углисты!.® битуминозными сланцами обазй мощность® 650-700 м.

Пермские отложения развиты в бассейне р.Веда п на Урцскогл хребте и представляют собой битуминозные известняка, углистые н песчанистые известняки, мздгеяп я шргвлистнэ изтастнякя (мощность до 750 л,) (Р.А.Аракзлян, 1976),

Меэозойскгш отложения (тркло) зафиксировав! ей ограниченной плсиади в верхов-ьях р.Ведп, окремнсстях о, Якэзжиив, на Ю-З склоке Гегамского массива и продстййл<эны сектой етздц-тголевоплато--с лядистых песчаников и слюдистых аргидлиоп е» адосдеяки каменных

углей обшей мощностью 600 и,

К юрским породам, по данным В.П.Рентгартепа, относится толша с пылит о в к кератофировнх туфов низшего точения бассейна р.Води.

Верхнем*.ловые отлоиения развиты в пределах р.Аргичи и ого 1 правого притока - р.Архан, а отложения (Турон-коньяк) развиты в основном в бассейнах р.р.Зост.Лргичя и Архап. Ото - толпа тсрригенно-карбснатнкх пород мощностью до 200 м. Сононские отло-нення обнажаптся и бассейнах р.р.Аэат, Чатма, Веди и на Айовдаор-скоы перовале. Такие чш отлоканпя слагают хребты Гозбурун, Ера-нос и отдельные участки в среднем течении реки Веди и окрестных с.с.Армик, Антягу', Азизкоид и др., где они представлены, в основном, в ядрах брахнантшслшгальлыг. структур. Породы представлены конгломератами, песчаниками, боло-роговыми глинистыми известняками и мергелями мощностью до 500 м',

Порода датского яруса, вдавленные А.Т.Аслешшом в Ереванской тектонической зоне, продсташюнп флшем из'конгломератов, песча-. ников, гравелисто-пес«знистнх известняков и ресчагистнх глин.

На исследуемой территории палеоцен - эоденовыо .отложения встречены в тоннеле Севанской ГЭС и в среднем точении р.Раздан, в окрестностях с.АГпара в в р-не Гвдущ ГЭС.

В Приереаанском районе »оценоице отлокешщ широко развиты в бассейнах p.p.Гадок. ^лтма, Поди п Щэгоп (мощность до 2500 п). Особенностью son,«новых ргдожений этой зону ялляотся их общий вулканогенный характер,

Морские отлсданга ояйррцвпа разнята р бассоМнах pp.Раздан, Шорахбюр, Гарни. А.Т.ДсЛа&яд подразделяет эти отложения на две свкты: нижнюю (мощность 360 и), состоящую.из аелТовдуо - серых шаровых туфогешшх песчаников и рархнш (мощность. до 700 м) -'из чередующихся'желтовато-серых туфогенннх песчаников и зеленовато-серых гинсоносных глин. Аналогичные отлокоиия были вскрыты и в тадурачье pp.Раздан и $крвек.

К неогеновым (нижний-средний миоцен) отложениям относится мощный комплекс конгломоратово-песччно-глишгатых отложений, широко распространенных в пределах Арпратской котлованы и окру- . кошта предгорий.

Геологическое развитие Армянского нагорья в плиоценовое время отмзчается формированием однотипных напемно-вуя'ганическгос, озерных и речных образований.

Антропогеновые (никнечетвертичнне) озерные отложения язве--ст!ш на Егвардско-Кананерском лавовом гиюто, в среднем течении р. Гедара и представлены в основном диагонально-оло истьпли нормальными и вузпаническиш песками, нормальными и белыми диато-митовыми глинами, гравием и частотно галечниками, общей мощностью до 100 и.

Глава 3. ЭКШШММТАЛШЯ ЧАСТЬ

Данная глава подразделена на 3 раздела, в которых приводится описание четодикя отбора геохимических проб, хроматографиче-ского анализа жидких "и газовых проб углеводородов.

Разделение многокомпонентной смеси проб жидких углеводородов и определение их содержания проведено методом "внутреннего стандарта" по А.А.Петрову л др. РД 39-11-223-79 с добавлением в качестве эталона н-гексадекана (С-^Е^).

Генетическое сопоставление нафтидов о нефтегенерирушей породой в современной геохимии основывается на определении сходства составов. Определение сходства составов, которое устанавливается по характеру распределения специфических молекул (хемофоссимит) можно проводить наиболее полно методом газовой хроматографии.Хро-матогрпфйческие характеристики, используемые при сопоставлении нефтой в данной работе следующие:

п/ф - генетический показатель, зависящий от природа исходной биомассы, характера фачяй, глубины залегания.

¡^ - коэффициент, оценивающий степей преобразованное™ органичен го ропеотвй.

Кдо - коэффициент преобладания нечетных алканов над четными, определяемый по Брэю.

^алк ■ " степекъ преобразованное'?!! нефуи (легкая или тяжелая). Киз. - гэнетич< ский показатель,

- С целью правильней) проведения качественного и количественного анализа проб подпочвенного воздуха был* налажена стандартная методика по ГОСГ 23781-83 и ГОСТ 14920-79. Эти стандарты позволяют определять количественный состаз газд, содзржашзго у леводороды С-^-б^, 'а-также не:гглеводородные компоненты (водород, кислород,окись к двуокосиь углерода, сероводород), массовая доля которых 0,1% и выше. ' -

Количество компонентов в анашзируен эм газе рассчитывала методом внутренней нермировки, ло которому суша площадей всех пиг.ов хроматограшы принималась за 10С$. Пуиьедоннпе ллпщади пиков ( Д ) ' индивидуальных вешеств па обеих хр адатограшах определяли по формуле:

¿1 ~ сц к К: -М1

где - ширина пика компонента, измеренная с помоиыо лупи на ' серздине его высоты, мм.

высота п.1ка, мм.

/¿: - массовый коэффициент чувствительности,

- маогасаб регистратора хроматограммы.

Содержа! ие компонента в 'еазе рассчитывали по формуле! ■

: Х-

Массовые поправочтш коэффициенты определяли по П.А.Фроловскому, 1569 V, ... ; :" : ;

С цолыо обнаружения мотан! и более тякелых углеводородов , ко щентрац:ш которых в. подпочвенном юадухэ оказались чиже предела чувствительности детектора ао теплопроводности, • была разработана методика с плане! ио-понпзаштонным детектором и тределон обпаружчшл по пропащ (объем,). Впервые для'

определения микропримесей в подт:очвеш,ом воздухе :з кзчьстве адсорбента быо использовано вдцкэпристаоттчес'.сое соединение: п - летоисибсазилиден-п-н-чЗутилаНитш! (МЬВА) с тепттературой пемачическо.Ч мезофазы в интервале ч20° - 4?,5°. Использование зтого соединения в качестве неподвижно.* фазч, нанесенной на инертный носитель гтоолит-545, позволило достичь высскоселек-тпвпого разчеленкя гжгроконшзнтраций углеводородов при комият-гтой температуре.

Глава 4. КССЛЩШАНИЗ ПЩПЗИЛ7Ш>ИОГО СОСТАВА И содяижтая УГЛЕВОДСРОЛОВ В СИСТЕМАХ РАЗЛИЧНОГО ФАЗОВОГО СОСТОЯНИЯ.

Дакнпя глава содержит три подраздела. Типичная хромато-грамма проб жидких углеводородов представлена на рте.1. В хро-матограшах проб яидких углеводородов из отложзний различного возраста идентифицированы пики нормальных алканов от Сгс> до и изопреноидов от С^, до С

В хроматограюяах конденсата из Авзнского солерудгаиа и Пггня скв.З присутствуют н-алканы .от С^ до и С-^-Сэд и изопреноидо от Ср до С^д я с12' С13 " соответственно (табл.1). В пробах'из скважины Шорахбюр I с глубины 3473-3589 м (эоценового возраста) я 35П4-3650 м (палеоценового возраста) идентифицированы н-алканы от С^ до С^д и изопре-ноиды от До Сзз»

Нефти из скважины Гария I, Ерапос I» Лусакорт 7 обьвдпня- : моя в группу, характеризующуюся наличием изопрчкойдов й к-ал-квиов ой' С|2 До С^ в Ераносе и Лусакврте; от С^ до С05 п Гнрни I (нзопряноидн от С|з до 0^3).

СХЕМАТИЧЕСКАЯ ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ КАРТА ТЕРРИТОГ-Ш рр.РАЗДАН-АРГШ

M 1:400000

9

- выходы квдиих углеводородов.

Содержа*; из и концевградионное распределение алкагов нормального и изопреноидного строения в нефпзс и 11 нденсатах некоторых скважин и горных пнработж цвнтрааной части территории Республики Армения

(содержание, % вес)

табл. I

Сквая. или горная выргбот. Соле-РУДник штольня ППЬИ ОКВ.1 с1ш.1 скв.1 скв.1 скв., 7

скв.З Шорах-бюр Шорах- бпр Гарни Ераяос Лусакерт

Возраст и глгби-нп и») мицен 235 неоген эоцен „ос 34733589 п&тео-• цен 35943640 801 ,ен 38С шоцен 2501170 неоген 200

Флюид каэден. конден. нефть нефть нефть нефть нефть

«.I 2 3 4 5 6 7 8

Нормальные алканы

°12 С13 С14 С15 С16 С17 С!8 С19

°21 °22 С23 С24 С25 С26 °27 С28

0,870 0,729 0,425 0,330 - 0,210 1,742

0,865 0,621 0,450 0,349 - 0,352 1,610

0,868 0,512 0,555 0,417 0,101 0,402 1,495

0.87Я 0,361 0,693 0,590 0,295 0,495 1,370

0,711 0,296 0,890 0,640 0,341 0,526 1,203

0,504 0,266 1,011 0,685 0,493 0,602 1,034

0,415 0,134 1,038 0,712 0,472 0,623 0,877

0,347 0,119 0,857 0,870 0,581 0,639 0,720

0,273 0,100 0,818 0,895 0,592 0,685 0,680

0,192 0,086 0,9215 0,945 0,582 0,723 0,605

0,148 - 0,895 0,912 0,586 0,725 0,550

0,082 ' - 0,833 0,893 0,530 .0,776 0,473

- - 0,090 0,799 0,440 0,801 0,403

- - 0,542 ' 0,676 0,489 0,612 0,308

- - 0,353 0,352 0,378 0,413 0,235

- - 0,28В 0,223 0,320 0,212 0,145

- 0Д39 0,109 0,216 . - 0,110

Суша 6,147 3,224 10,830 10,302 6,415 8,796 13,560

Продолжение табл. I

I 2 3 д 5 6 7 8

•С14 0,156 - 0,370 0,038 0,1X9 0,120 0,301

0,149 - 0,117 0,095 0,120 0,131 0,268

с 1 IG 0,178 - 0,134 0,105 0,213 0,172 0,251 , '

г 0,160 - 0,146 0,140 0,240 0,183 0,296

"г ■ У 0,312 - 0,362 0,311 о,4ео 0,273 0,051

" о - 20 0,168 - 0,156 • 0,142 0,250 0,185 0,305

-С21 0,1)69 - 0,312 0,004 0,120 0,219 0,179

'С22 - - 0,122 0,058 0,065 0,293 0,065

_ - - 0,050 0,038 0,060 0,320 0,054

Суцма 1,232 - 1,769 1,Ш 1,600 1,800 2,370

Шсутствие различий в групповом щ углевородном зоотагиз между пробами нидких углеводородов отдельных, лчтолого-стратиграфичеоких комплексов преобладание нормальных алкалов, а ореди разветвленных алканов moho-, д*-, и три- замешенных изомеров, позволяет при корреляции классифицировать их как нефти тина А* нафтени-тарафштвого оонивашш но Петрову A.A. и др. (ÍS84),

Анализ хроматограш дофтей и конденсатов и концзнтраиионного ¡.ашщедопения алканов доказал, что ь широкой фракгди (Cg - C^q) происходит перераспределение н-алканоз б сторону возрастания концентрации низкомолекулярных соединений,

Ь ря.ду изопрвиоидрв - С^у) сравнительно высокими концентрациями обличаются прислан и (¿итан, соотношение содержании которых попользуйся как генетический покезатель при сопоставлении нефтей и битумов.

Анализ Ееличлн хроштох'рафнчеоких показателей (табл. 2) по-

Величины, хроматографических псгазателей

Та<5,т.2

* СЬиига^-говвая

.... вараба?кг .. .. .

X. СадевудниЕ, «гсдьня, 235 м. миоцея

2. Шсрахбар, екв,1, 3473-3589 м. эоцен

3. Иорахбэр, скб.1, 3594-3640 к. палеоген

4. Гавнн, скв.1, 380 ы. эоцен

5. 13ранос, скз.Х, 280-1X70 м. миоцея 6.. Дусакерт, скв.7» 200 м. неоген

% Ига Кат

1,9 0,55 0,12 0,97 1,3 1,1

2,0 0,55 1,12 1,0 , 1,7 1,3

2.0 0,54 0Д6, 1.0 2,0 1,1 1,7 0,59 0,19 1,0 ' 3,5 1,2 1,56-1,50 .0,51 1,0 -3,7

2.1 0,62 0,72 1,03 2,2 1,2

Возраст д/Ф К _и

где: ц/ф - соотношение пристая/фиэан К^ - коэффициент 'метаморфизма ■Кф - коэффициент нафтенового фона К^ - коэффициент нечётности Кд^- коэффициент алканов

- коэффициент изопреноидов

M 1:400000

Рио.З. График шшшюния.со.да)».'ПН'-.ч rw.; а и do.teo тяявлих ( углеводородов и гелия ис гчюхлмипояикм профилям А-А и В - В1.

глзап, что соотношение ттрисшд/фитан (п/$) н изученных пят япф-тях и конденсатах практически совпадает. Связь количественного гпспред^ления этих изощеновдоп с условиями нокггогопяя и преобразования органического выпоет за до конца не вчявлона и может варьироваться в зависимости от окислкгольнп-лосстановитолышх условий дьагснеза, фаштлыю-генетичоского типа 0R, условий накопления и дальнейшего катагекетичоского преобразования ОВ. Из- • честно, что сравнительно низкие величины данного показателя (0,5-2) генетически связаны с планктонным ОВ глубоко}.одних мор-г>ких ifmnñ (К.Ф.Родгонова, С.П.Макокмов, Д.Вельте).

К.элк (табл.2), являющийся показателем фаиилльяой обстановки

ооздкопэкопления (Л.Вельсе ,1971), в армянских нофтях - Htise 1,5, что такяе подтверждает высказанное'выше предположение. Данный те-"¡кс подтверждается гакке значениями величин других показателей.

Результаты наших экспериментов по определен:1® ьмкропгпмесей в подпочвенном воздухе.(отбор геохимических лроб по прп^илда А-А*, В-В1, рис.2) показали, что присутствуют углеводородные компоненты: метан, более тяаалые УВ газы, определяемые в виде -S. Cg-Cg, а также неуглеводородные составлявшие: Но 0^

COg, île (рис.3), Относительное содержание метана (относительное, т.к,количества определяли методом внутренней нормировки) в ряде проб оказалось повышенным. Вели фоновые значения концентрация метана находятся на уровне то в пробах зафиксировано ТО"4 - Ю-2 объем Кроме ме$аяа шштийицяровайа болге тяжелые углеводороды; &тан; гтияен, пропан, изобутан, н-бутан, кзопантсн; н-пентан и все изомеры н-гокспна. Наличие такого количества метана и его гомологов и сильно разбавленных воздухом подпочвенных газах нельзя рабегатривать как случайное явление. Такое скопление углеводородов визможно в результате вертикального мигрирования этих газов, из потенциального нефтяного очага по трешгнам.

Наблюдаются аномальные значения в содержания гвлей. Если учитывать, что фоновые концентратом гелия составлял1? Ю сбьеы %, то полученные результаты rto с о дерганию гелия в подпочвенном воздухе свидетельствует о наличии молодых глубинных разломов или залежей, газов, сильно обогащенных гелием.

Глава У. ПШОГО-ГЕОШВДКСКДЯ Ш1ТЕРПРЕТАЦЙЯ ПОЛУЧЕНИИ РЕЗУЛЬТАТОВ

Наряду с комплексом обглэиринятих гаологическчх и геофизических методов все больше^ значение приобретают фактические по-ксковпе штоды, основанные на выявлении щ:яшх признаков кефте-газоносности недр,

Анализируя величины ряда хрокатографическ'а показателей (таблица 2), можно высказать некоторые предположения о генезисе Армянских нефтей.

Так, по величине отношения пристава :: фитину органическое вещество, продуцирующее нефтянне углеводород-!, неглубоководиого мореного происхождения;

- по коэффициенту метаморфизма органическое вэщоство - сред-напраобразовапное;

- яо кооффициепту йона органическое Естество такме предн&прп-- образованное и но поодт следов протекания ироносса биодеградации;

- по косфйнцпенгу нечетности - оргааичч ское вещество таюте морское, сапропелевое,

Из коэффициента гфообраэопшшссти алкэнов вытекает, что нефти - средно-тякелно,

Для выявления прядагс признаком нефтегазоносности проведена корреляция хрогйтогчррфичоских показтч-лей нефтей из различных ли-толого-стсатих'рафичесщц комплексов с тврыобвричеокими условшши недр (тгбл,3),

Анализ результатов но характеру изменения пластового давления и температуры показал (на примере скиакшш Шорпхбюр I) уыенв--/чошге пластового давления о увеличением глусИшы скннжииы. Умонь-пончо пластового давления на глубинах от 3460 до 3482 м.на 1,1 МП А (тцбч.З) создает энергетическую яг:у, сохраняющуюся до подпиши скшикшш, о аномально низким пластовым давлением (АШД).

ТМ-ют образом, гпсокое пластовое давленгэ над нодошвоН шгаво-¡■о оопонн п кровлей иплооипна создают нреилтотипе для т?>кшш) ';'<ш~ идо в ч б'ни'оштятшш уенония дли их накопления.

w

M

о

M СП

41 СО

со со M MOW to

M .H .H псчмн

* 10 T-H о см e» oleo mu too инон

О <5 О v-i o> tnOOíC^

-t о-ГсГч*

N —1 i-t СО H -H tx> t-i о iHNinn oooo

ID Ю * О ¡8S- О о oooo

о О о OOHH

CM « oí C\lt\)C\lC4

ч*

«

о

и

Е-

и

о

s

о

Ч

К

ю

I

я

»ih

S - -

s ^

С) «

*)• О

sa s s

g g

Ю u>

■440

ss

NCV

l~ïr-t -lr-1

non w

Iii

ra

í'ír-yri'v-T-BS-I '

r-> V- J -л , ; ■ V О fc n^RV «i c0

lEàà^ffib^

¡S

is

* ■» * - ч\>

Анализ кернового материала аквчжины Шорахбюр I показал, что в коллекторах дат+палеоцена в ряде случаев первичная трещинова-тость достигает 1<#, я проницаемость - 0,07 Эти данные по-

зволяют прогнозировать, что имтсортяы^ параметры пород-коллекторов весьма удовлетворите; ыш дла аккумуляции в них нефти, Для разроза глубин 3300-3450 м (н,эоцен) характерно оувостроданио глинистых прослоов, в которых произошла задержка оттока поропой воды, что обусловило сохранение гличамн экранирукшС способности, Следовательно, и высокое пластовое давление л существование глинистых по -'крыкгак способствует накоплении'л сохранении пр-шшлсшшх ззпасон углеводородов различного фазового состояния а датшадеоцепошх и нязлексаишх отложениях, Йоютвния во вреда бурения скгакиш Шорахбюр I доказывают эти предположения, В палеоцене, в интервале 3-173■ -3589 м била вскрыта пачка трещиноватых карбонатных пород, при пепитшш которой впервые получили приток нефти, Нефтепроявленио было зафиксировано тшевд при вокритик посчпцого гогота (3?00-37Г<Еп), расположенного в подошве палеоцена, Пефтопроявлелия были отмочини а в отлокошшх датлкого яруса, на глубинах 3300-3905 м, 3945~393Пи, 3970-397БМ, 3500-308Б:л, 4045-4050М, 4070-4075м, 4П5-4120м, 4555--4560м, Эти результаты получе ны В соавторство о Ю,Р,Каграмановим др. Такой дайрою й диапазон иефтрпроявлений в палеогеновых от.юже-■ ниях бцл отксчеи впервые при бурзнип глубоких скважин \щ территории даздуречья р. Раз дан - р,Аргячи,

Вывода нефти я конденсатов обнаружены таюад в отложениях ¡юого-¡¡а, который продстаплг'Н средпешоцоиощ1 гипоонооно-глшшетой толгя-й мощность^ до 700 м (Ав&нский солоруднщ<), Гипсопоснне отложен,ш благодаря своей тршлинойатостн ./югу®' слуиить коллекторами для миграции углеводородов,

Хроматогрпфнчоокрй нзучошш соотапа нофтей и конденсатов бия-вило наличие в их соотрре легких фрпкикй алканов. Однако по величинам генетических показателей яти но?-?« сходны с нефтями панцогшшши отломениН, Следопительно, но нашему мнению, наиболее вероятный является гиубшшое обрнзомшго этих нофтеН и конденсатов с цосл«.пужой их юччкчшеП н выходом в соленооипх толпах неогена. Ото подтверждается тшиш том, что в порах пшеонооно-оолгшаепих отловюнпй отсутствует оивипговокпо Ычюстио• такого но гопознса

Для 1;11Я1!Лошш рогнонаамтх тч,конг-;^рноот«й ие$твобг»яотлия

проведено хрсмагографическое iсследованпе нефтей Азербайджана (Тарс-Долляр скв.1), Грузии (Ниноцшшда скв.1, Сямгори скв.П, Толетк ски.14 и др.) из палеогеновых отложонкй. По хрогатпгра-•Ьтческшл показателям: п/Ф, K}V4, Калц, Киз эти нефти сходны с- исследовоииыми пробами жидких углеводородов скважины Шорах-6юр I. Следовательно, палеогеновые отлошжя регионально нефтеносны и в Армении.

Анализ характера прогрева горних пород на иоследопяниоЗ территории показал, что геотермический градиент составляет в среднем о'лоло 2е/ЮО м, Поскольку ррзлкчшшм автегюш Ш.Б.Вассоевот, •'КАЛптаисчав п др.) температурный барьер для образования гидкой г;зн углоподородов принимается в интервале 150-200°, то предположительная критическая вшмя граница образования нефтяных углеводородов, принимаемая раньше до 5 км, опускается до 7 га.'.

Боны с аномальными тармобарпчоекчлм условиями недр нпб.шэдавт-ся повсеместно на ясследоваияой территории.

Обобпюияе полученных данных по групповому п индивидуальному ■wt\iy фдмвдов, сопоставление их о теркобаричсскимй условиями !!пдр позволило в пределах исследованной территории выделить услов-чо три т-та нефтэй: меловой, палеогеновый, неогеновый.

Нплоаочле данных по изучении подпочвенного воздуха на геоло-'.'чч-зскую карту исследуемого района шркеоыгопег следующую картину: i.) датшых и юго-восточных ограянах преобладает высокотемпературный сухо^ метал, что соответствует шешям зонам метакатагенеяя (МК4). Такая т картина набдадаотся на западе, за рекой Раздан. В центральной части исследованной территории выделяются 4 участка с аномально высоким содержанием гомологов метана. Эти учаоткл ограничиваются следующими пунктами» рис.2: I.- участок с.с.Зовк, Гехаиен, Пар, Акунк-Арамуо; П.- уч.-сток - Чаранцавен, Фонтан, гора Гутан-пэр, Менаксар, с.с.Лернанист, Кехси; Еранос, Ландахтоор, Са-рухпя; 1У- Норадуз, Kapvap гкк, Еатикян, Айпиван. Ейрныв газы, 1".1блюдаемив S отих районах и по разрезам А-А и В-В* способны рео-rvor^tb в себе мщкке углеводорода.

Прогноз фаэояого состояния залежей проводился ня оопопятм информации о типа,и генерационном потенциале органического пипо-cf'BB, исходя из распространения в изучешад отложениях сапропеле-

вого органического вещества, преобразованного в основной до ста-Д1Й Ш^-Жд катагенеза

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

1. Впервые методом газовой и газожидкостной хроматографии иоследозани многокомпонентные углеводородные систеш различного Фазового состояния на центряльпЬй части территории Республики Армения (мемдуречье р.£.Раздан-Аргичи), В пробах жидких углеводородов показано присутствие нормальных; и изопреноидних алканоп, принятых в качество маркеров.

2. Па основании устгноатонных закономерностей в хрпматогрим-мах и расчета величия показателей: и/ф, К,,, Кпч, Калк. Кф, К,,3. проведена типизация, в результате которой аедкие углеводороды глассиЪ.чциронннп как релвотипныэ нефти типа А-^ (парафино-нефто-нового основания).

Результаты сравнения о нефтямн из п&лоогенових отлонопий Республик Грузия и Азербайджан, где эти отлоненяя регионально нефтеносны, выявили их сходство с нзфтями Армении,

3. В хроматогрпммах проб подпочвенного раздуха установлено присутствие метана и более тяжелых углеводородов, определяет)-;; в виде -2. С^-С^, а также неуглеводороднне комлонзяты. Содерка-нио сухого метана в южных и юго-посточных окраинах и на западе исследованной территории является аномально высоким, превпшая фоновио концентрации на порядок и болов. Выявленные закономерности в концентрациях углеводородов П031!0Л11ЛИ впдолить четнро учистка с виоокю.; содержанием гомологов метена, составляю* ■ лем 7Э~Н объем.

4. Разработана методика анализа 1\чзобих проб, заклтпкмяяся в кгишльзрвашш: I) жидкокристаллического иошестпа (МБРА) в качестве. посадки для детектирования шифокошшитрациГ. углеводородов на уцшю 1СГ3 - ТО-5;' объем. 2) детектора иоииоапка пламенем (ДП1).

б. Исходя из анализа нроп*<*и< горни*. тч»од на игехадгошшой

территории показано, что геотермический градиент составляет в среднем около 2°/Ю0 м. Этот факт, а также данный по углеродному составу нефтей, позволяют предположительную никнта границу образования нефтяных углеводородов, принимаемую 5 км, . опустить до 7 км.

6. На оснований проведенной корреляция хроматографкческих показателей нефтей из различных лятолого-стратиграфических комплексов с физическими параметра?® недр показано, что можно условно выделить три типа нефтей: меловой, палеогеновый, неогеновый.

7. Анализ результатов по характеру изменения пластового давления и темперагуры (на примере сквакины Шорахбюр I) показал .уменьшение пластового давления с увеличением глубины. Высокое пластовое давление над полотой яягдего эопэна и кровлей палеоцена (покрыыка), первичная треаиноватость в коллекторах дат+палео-иена, достигающая I0Í» и проницаемость « 0,007 im.?, позволят прогнозировать, что гвдкиа углеводорода аккумулируются в дат;-па-деоценоЕих отлокеняях, гда й следует вести поиск промншоннкх запасов нефти.

РАБОТЫ, ОПУБДЙКОПАШНЕ - ПО TBE ДИССЕРТАЦИИ

1. Изучение состава и содержания газов в подпочвенном воздухе . Шорахбюрской плоиади методом газовой хроматографии. - Изв.

A4 Армения, Науки о Ээмле (в иочптй). Соавторы - С.В.Гряго-ряи, F.C.KyaaMB.

2. Оценка геохяйтгескоЯ аномаягн методом норшронакия. - Изв. АН Арсении, Науки о Земле (в печати). Соавтору - X.R Да чанов, М.П.АслпНяН.

0. Углеводородный состав г.ондоневтов Аьанского ссл^руднгка,-- Яэв.АН Армения» Науки о Зогле (в ппчатг). Соавтора -P.C. Куаанян, Р.А.Еглаяеряй.

4. Анализ результатов региональных геологетчсс.чу л тоо^тцческих,

геолого-геохимическнх исследований материалов параметрами-ского и поискового бурения за период 1983-87 г.г. на территории Армении в связи о геолого-разведочными работами на нефть и газ. - Фонда ИГН Армении, 1987г.

5, Результаты литолого-петрографических, палеонтологических

и геологических, петрофизичеоких и гоохимичеоккх исследований керна, шлама, флюидов и анализ геолого-геофизических работ на территории Армении, -Фонда ИГН АН Армении, 1988,

- Соавторы: Ю.р.каграмандв и дп, , •

6, Комплексное исследование данных поисково-параметрического бурения и сейсморазввдочных работ за 1989-1990 г. - Фонды ИГН АН Армении, 1991.

7. Изучение геохимических предвестников землетрясений в сейсмических зонах Армении, Соавторы: - Оаргсян Х.О, и др,

8. Газо-геохимические исследования для выявления аномальных участков л Пркореванском, Арташатском районах с целью оцант и перспектив нофтегааоностости. Соавторы - Х.О.Спргсяи и др.

- Фонда ИП! All Армении, 1992г. *