Нефтематеринские свойства майкопских отложений и их роль в нефтегазоносности восточной части Черного моря

Надежкин, Дмитрий Владимирович

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Нефтематеринские свойства майкопских отложений и их роль в нефтегазоносности восточной части Черного моря
ВАК РФ 25.00.12, Геология, поиски и разведка горючих ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Нефтематеринские свойства майкопских отложений и их роль в нефтегазоносности восточной части Черного моря"

НАДЕЖКИН ДМИТРИЙ ВЛАДИМИРОВИЧ

НЕФТЕМАТЕРИНСКИЕ СВОЙСТВА МАЙКОПСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ И ИХ РОЛЬ В НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ВОСТОЧНОЙ ЧАСТИ ЧЕРНОГО МОРЯ

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

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

- 3 НОЯ 2011

Москва 2011

4858484

Работа выполнена на кафедре геологии и геохимии горючих ископаемых геологического факультета Московского государственного университета имени М.В. Ломоносова

Научный руководитель: доктор геолого-минералогических наук,

профессор Иванов Михаил Константинович

Официальные оппоненты: доктор геолого-минералогических наук,

Лопатин Николай Викторович

кандидат геолого-минералогических наук, Круглякова Роза Паптелеевпа

Ведущая организация: ФГУП Всероссийский научно-исследовательский

геологический нефтяной институт

Защита состоится 25 ноября 2011 года в 14 ч. 30 мин. на заседании диссертационного совета Д 501.001.40 при Московском государственном университете имени М.В. Ломоносова по адресу: 119234, Москва, Ленинские горы, МГУ, корпус «А», геологический факультет, ауд. № 829.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке геологического факультета МГУ имени М.В. Ломоносова, корпус «А», 6 этаж.

Автореферат разослан 24 октября 2011 года.

Ученый секретарь диссертационного совета:

Е.Е. Карнюшина

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы. В последнее время Черное море привлекает особое внимание ведущих мировых научных цешров и нефтяных компаний. Причиной столь повышенного интереса стали новые данные о строении и составе осадочных бассейнов глубоководной части Черного моря, а также прямые признаки нефтегазоносности осадочного чехла: газо-, нефте- и гидратопроявления, развитие грязевых вулканов, повышенные концентрации метана в осадках и придонной воде и др. Важным обстоятельством является также то, что многие структуры суши в пределах прилегающего к Черному морю Крымско-Кавказского региона, обладающие доказанной промышленной нефтегазоносностью и многочисленными нефте-, газо- и битумопроявлениями, имеют непосредственное продолжение не только на шельфе, но и в глубоководной части Черного моря. Современные геофизические методы в некоторых случаях позволяют непосредственно проследить простирание отдельных осадочных толщь на десятки, и даже сотни километров вглубь черноморского бассейна.

Однако, в настоящее время, мы не можем почти ничего сказать о составе и свойствах осадочных пород в глубоководной части Черного моря, о составе, степени преобразованное™ и нефтематерииском потенциале органического вещества (ОВ) этих пород, о флюидах (газ, нефть, вода), рождающихся в недрах этих осадочных бассейнов. До сих пор во всем этом огромном регионе не пробурено ни одной поисково-разведочной скважины за пределами континентального шельфа. Это не позволяет изучить вещество осадочных пород в глубоководной части бассейна, сравнить его с одновозрастными отложениями суши и шельфа, более уверенно оценить перспективы нефтегазоносности бассейна в целом, опираясь, на данные сейсмики и геохимического моделирования и связать их геологическое строение с геологией прилегающей суши.

Для оценки углеводородного потенциала и разработки стратегии поисковых работ в глубоководной части Черного моря исключительно важным и актуальным представляется исследование обломков пород грязевых брекчий глубоководных грязевых вулканов и любых углеводородных источников (газ, нефть, газовые гидраты) на дне моря, сравнение этих данных с результатами бурения и обнажениями на суше.

Выделение в разрезе возможных нефтематеринских пород и изучение их геохимических характеристик является основой анализа нефтяных систем, без проведения которого в настоящее время невозможно осуществление геолого-разведочных работ.

Цель работы: установить закономерности изменения основных геохимических параметров ОВ олигоцен-нижнемиоценовых отложений в пределах глубоководной впадины Черного моря с применением современных аналитических методов, используемых в органической геохимии. Выявить генетическую связь между поверхностными нефтепроявлениями и органическим веществом майкопских пород.

Основные задачи исследования:

1. Провести детальный анализ опубликованных данных по распространению, составу и геохимическим свойствам пород олигоцен-раннемиоценового возраста в районе исследований.

2. Определить возраст обломков пород в грязевулканических брекчиях, сравнить эти породы с одновозрастнымн отложениями в обнажениях и скважинах, составить коллекцию образцов майкопских пород для детальных геохимических исследований.

3. Используя современные геохимические методики, дать характеристику нефтегазоматеринских свойств майкопских отложений в пределах Центрально- и Восточно-Черноморского региона.

4. Установить закономерности изменения геохимических параметров ОВ майкопских отложений при переходе от территории суши к глубоководной части Черного моря.

5. Провести детальные геохимические исследования с целью выяснения связи поверхностных нефтепроявлений в регионе с ОВ майкопских отложений.

Научная новизна и практическая значимость. Впервые проведена попытка оценки нефтегазоматеринских свойств майкопских отложений в пределах глубоководной части Черного моря, основанная не на моделировании, а на детальном исследовании обломков пород вынесенных на поверхность дна грязевыми вулканами. Уникальные образцы майкопских пород детально изучены с использованием современных анатггических методов органической геохимии. Установлен характер изменения нефтегазоматеринского потенциала в пределах изучаемого региона.

В результате изучения биомаркерного состава алифатической фракции углеводородов удалось проследить взаимосвязь между битумоидами нижнеолигоценовой части разреза майкопских пород и нефтями из сипов на дне Черного моря. Выявленная связь, а также наличие песчаных горизонтов в разрезе нижнего Майкопа, дает основание ожидать скопления УВ непосредственно в породах майкопской серии в пределах Туапсинского прогиба.

Практическая значимость работы заключается в том, что изменения геохимических свойств майкопских отложений в направлении от суши к глубоководному бассейну впервые основывается не только на интерпретации геологического строения, но и на прямых аналитических измерениях. Установленные закономерности распределения основных геохимических параметров майкопских отложений могут быть надежной основой для дальнейшего бассейнового моделирования отдельных частей Черноморского бассейна и расчетов масштабов генерации и миграции.

В работе защищаются следующие положения:

1. Нефтематеринский потенциал майкопских отложений увеличивается в направлении акватории Черного моря (минимальные значения характерны для Керченско-Таманского прогиба, максимальные для - Западно-Черноморского бассейна).

2. Нижнеолигоценовая часть разреза майкопских пород характеризуется специфическими геохимическими чертами. Это дает возможность идентифицировать генетически связанные с ними углеводороды.

3. Основной нефтегенерируюгцей толщей на изучаемой территории являются высокопотенциальные породы нижнего олигоцена.

Фактический материал и личный вклад автора. Образцы нефтей и глинистых обломков из грязевулканической брекчии отбирались в ходе трех международных научно-

исследовательских рейсов на НИС «Профессор ЛогачеЕ», НИС «METEOR» и НИС «MARIA S. MER.IAN» прм непосредственном участии автора. Также для решения поставленных задач были отобраны образцы в обнажениях майкопской серии Предкавказья и использован каменный материал и нефти, предоставленные лабораторией органической геохимии кафедры, а также А.М. Никишиным и А. А. Кичка и компанией «Роснефть».

Были выполнены комплексные геолого-геохимические исследования: определение возраста (51 обр.), пиролиз по метод)' Rock-Eval (160 обр.), химико-битуминологический анализ (горячая и холодная экстракция, 25 обр.), хроматографический анализ битумоидов и нефтей (15 обр.), хроматомасс-спектрометрия насыщенной и ароматической углеводородных фракций битумоидов и нефтей (40 обр.). Весь комплекс геохимических исследований для данной работы выполнен автором самостоятельно в лабораториях кафедры и Нидерландского института морских исследований (НИОЗ). Изучение диноцист и определение возраста проводилось Н.И. Запорожец в ГИН РАН.

Апробация работы. Основные положения диссертационной работы опубликованы в научных статьях в реферируемых журналах: Organic Geochemistry (2008), Geochimica and Cosmochimica Acta (2008), Геология нефти и газа (2011), Вестник МГУ (Серия 4. Геология) (2011), а также в виде 13 тезисов докладов. Результаты исследований неоднократно докладыватись на российских и международных конференциях: Ломоносовские чтения-2007, International Conférence and Post-Cruise Meeting of the Training-through-Research Programme -2007 (Бремен, Германия), International Meeting on Organic Geochemistry - 2007 (Горки, Великобритания), 2009 (Бремен, Германия), ВНИГНИ-2011 и др.

Объем и структура работы. Диссертация общим объемом 169 страниц состоит из введения, 8 глав и заключения, содержит 69 рисунков, 20 таблиц. Список литературы содержит 145 наименований. Диссертация выполнена на кафедре геологии и геохимии горючих ископаемых геологического факультета МГУ.

Благодарность. Искреннюю признательность автор выражают научному руководителю заведующему кафедрой геологии и геохимии горючих ископаемых доктору геолого-минералогических наук Иванову Михаилу Константиновичу. Отдельно автор благодарит сотрудников кафедры Э.А. Абля, Н.П. Фадееву, Н.Ш. Яндарбиева, заведующего кафедрой региональной геологии и истории Земли профессора А.М. Никишина и Н.И. Запорожец (ГИН РАН).

Автор пользовался помощью и советами специалистов. С благодарностью хотел бы упомянуть Е.В. Козлову, А. Стадницкую, Н.В. Пронину, Е.В. Соболеву, Е.В. Сливко, И.М. Натитшж, Т.Н. Корневу, В.Н. Блинову (Роснефть).

Неоценимая помощь в предоставлении материалов для исследования была оказана А.А. Кичка и Г. Борманом.

Написание работы было бы невозможно без постоянной поддержки Д.Ю. Надежкиной.

Часть работы, вошедшая в диссертацию, была выполнена за счет средств гранта AAPG 2010 Grants-in-Aid Program (The Garth W. Caylor Mémorial Grant).

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Глава 1. Краткий физико-географический очерк

Район исследования включает глубоководный бассейн Черного моря восточнее меридиана г. Евпатория и прилегающую сушу. С геологической точки зрения он приурочен к крупным олигоцен-четвертичным тектоническим прогибам, расположенным в центральной части и по северо-восточной и восточной периферии Черноморского бассейна.

Особенность выбранной территории заключается в чрезвычайно контрастном рельефе - расположение в переходной зоне от глубоководного бассейна, где глубина превышает 2 км, к альпийской складчатой области на суше, где максимальная высота составляет 5642 м (г. Эльбрус).

Глава 2. История геолого-геофизических исследований

Черное море более двух столетий является объектом пристального внимания, как русских, так и иностранных ученных.

С конца 19 века до 50-х годов прошлого столетия были заложены основы стратиграфии отложений прибрежной зоны (Андрусов, 1926; Архангельский, Страхов, 1938; Муратов, 1955 и др.).

Начиная с 50-х годов прошлого века в акватории Черного моря проводились первые сейсморазведочные работы. Было установлено, что мощность осадочного чехла достигает 12-15 км, и что он, судя по небольшим скоростям прохождения упругих волн, в основном сложен молодыми породами (Д.А. Туголесов, А.П. Милашин, В.И. Головкинский, Я.П. Моловицкий, М.Р. Пустильников, В.И. Корнеев, О.Д. Корсаков, А.Ю. Юнов, A.B. Чекунов, И.Ф. Глумов и др.).

С 1973 г. в Черном море проводились широкомасштабные геофизические работы МОГТ. По результатам работ Туголесовым и др. (1985) впервые были изложены фундаментальные представления о тектонике Черноморской впадины, которые остаются актуальными до настоящего времени. Для всего Черного моря были построены структурные карты по горизонтам от кровли мела до подошвы аптропогена. Летом 1975 г. в Черном море по международной программе глубоководного бурения в океанах DSDP (Deep Sea Drilling Project), выполнено бурение трех глубоководных скважин, позволивших уточнить стратификацию и литологический состав верхней части осадочного чехла (Initial Reports..., 1978).

В этот период все большее распространение приобретает изучение грязевого вулканизма и выходов углеводородных флюидов на поверхность морского дна. Первые доказанные грязевые вулканы в глубоководье Черного моря описаны М.К. Ивановым, А.И. Конюховым, JI.M. Кульницким, A.A. Мусатовым (1989, 1990). Обнаруженные в 1988 году два крупных грязевулканических очага были названы в честь Московского университета и известного ученого-нефтяника профессора Н.Б. Ваесоевича. Также значительный вклад в изучение грязевого вулканизма и газовых выходов на дне Черного моря внесли работники НПО "Южморгеология" (Мейснер и др., 1996; Андреев, 2005; Круглякова и др., 2009 и др.).

Начиная с 1990-х годов, в связи с активизацией поисков углеводородов в глубоководной части Черного моря, изучением активно занимаются нефтяные компании и научные организации причерноморских стран: Украины, России, Грузии, Турции и международные нефтяные компании. Стоит отметить, что за пределами шельфа в Черном море пробурены лишь единичные глубокие скважины в экономической зоне Турция. Сведения о результатах бурения не опубликованы и до сих пор являются конфиденциальной информацией.

Глава 3. Геологическое строение н история развития Восточно- н Центрально-Черноморского региона

3.1 Краткая литолого-стратиграфическая характеристика мезозойско-кайнозойских отложений

Стратиграфическое расчленение отложений Черноморского бассейна главным образом основывается на выделении и корреляции отражающих опорных горизошов сейсморазведки МОГТ (Туголесов, 1985; РтеШ е! а1., 1988; Басов, 1997; Мейснер и др., 2003; №к]5Ып е1 а1., 2003; Афанасепков и др., 2007 и др.). Некоторые сведения о возрасте и литологическом составе отложений получены путем обобщения информации материалов бурения, драгирования и отбора проб грунтовыми трубками в шельфовых и глубоководных областях Черного моря.

Наиболее древними отложениями в пределах Черноморской глубоководной котловины и ее бортов являются мезозойские породы. Отложения раннего и среднего отделов юрской системы, по результатам драгирования на западном и северном бортах впадины, представлены терригенными образованиями, а верхнего отдела - микрозернистыми известняками (Шимкус и др., 1979, 1987; Шшоков и др., 1991).

Присутствие отложений мелового возраста подтверждено драгированием северного, северо-западного, южного континентальных склонов и на поднятии Архангельского (Щербаков и др., 1977; Шимкус и др., 1979, 1987; Шнюков и др., 1991), а также бурением в шельфовой зоне (История..., 1988). Нижнемеловые отложения представлены терригенными образованиями, а верхнемеловые - мелоподобными и перекристаллизованными известняками и мергелями.

Кайнозойские отложения во впадине Черного моря выделяются н подразделяются на основании прослеженных отражающих горизонтов, которые в свою очередь скоррелированы с данными скважин в глубоководье (ЭБОР), на шельфе и прилегающей суше (Мейснер и др., 2003). По данным геофизики отложения этого возраста достигают мощности 12-15 км.

В Черноморской впадине самый нижний кайнозойский палеоцен-эоценовый комплекс отложений характеризуется почти горизонтальной слоистостью. В Западно-Черноморском бассейне мощность этих отложений превышает 5 км, а в Восточно-Черноморском она несколько меньше и составляет 3 км, увеличиваясь локально до 5-6 км в юго-восточной части Гурийского прогиба (Туголесов и др., 1985).

В пределах суши и на шельфе раннекайнозойские образования изучены достаточно хорошо. Отложения палеоцена распространены, главным образом, в Крыму и на Таманском полуострове, где они представлены массивными и грубослоистыми органогенно-детритусовыми известняками с фауной пелеципод и гастропод РесШпси1ш е!иропЧ Соззт.,

Oslrea moníensis Cossm., Crassatella exelsa Cossm., Turhtella montensis Br. et Corn., мергелями, глинами и известковистыми глинами с редкими прослоями песчаников (Муратов, 1973; Басов, 1997).

Отложения эоценового возраста распространены в Черноморском регионе гораздо шире палеоценовых образований (Туголесов и др., 1985). В Крымско-Таманском районе породы нижнего эоцена представлены коричневатыми неслоистыми глинами, известковистыми глинами, песчаниками и редкими прослоями нуммулитовых известняков с комплексом ископаемых остатков: Nummulites globulus Leym., N. atacicus Leym., N. crimeiwis Nem., Assilina placentula Desk., Pseudoammussium corneum Sow., Chlamys parisiertsis Orb., Exogyra eversa Meli., Cryphaea rarilamella Meli. Вверх по разрезу породы нижнего эоцена сменяется мергелями и нуммулитовыми известняками среднего эоцена. Верхнеэоценовые породы представлены мергелями, обогащенными органическим веществом, с фораминиферами: Nummulitus incrassatus Harp., Ácarimna rotundimarginata Sub., и Hantkenina alabamensis Cush. (История..., 1988).

Наибольшее развитие в Черноморском регионе имеют отложения олигоцен-раннемиоценового возраста, известные также на суше как майкопская серия (Туголесов и др., 1985). Максимальные мощности этих отложений (4-6 км) установлены в Западно- и Восточно-Черноморском бассейнах, а также е прогибах Сорокина, Керченско-Таманском и Туапсинском (рис. 1).

На прилегающей к Черному морю суше нижняя граница майкопских отложений хорошо выражена литологически - смена мергелей эоцена на ювестковистые глины вверх по разрезу. Верхняя граница майкопских отложений практически совпадает с границей нижнего и среднего миоцена. На этой границе неизвестковистые глины майкопских отложений сменяются известковистыми глинами тарханского яруса. В целом майкопская серия характеризуется мощной толщей серых и шоколадно-бурых глин, обогащенных органическим веществом, с сидеритовыми конкрециями и прослоями алевролитов и песчаников (Носовский, 1993; Барг и др., 2000; Невеская и др., 2003; Коненкова, 1991, Басов, 1997; Козлова, 2003, Белуженко, 2010). Детальная литолого-стратиграфическая характеристика майкопских отложений в пределах Черноморского региона рассмотрена в отдельной главе 3.1.1.

Характерную особенность майкопских отложений Черноморской впадины представляют диапировые складки, приуроченные к областям с максимальными мощностями: к Западно-Черноморскому бассейну, прогибам Сорокина, Керченско-Таманскому и Туапсинскому. Во всех этих структурах толща палеоцен-эоцена не подверглась складчатым деформациям, или они очень слабо выражены. Складки отчетливо выражены в кровле Майкопа и проявляются в вышележащих толщах (Туголесов и др., 1985; Лимонов и др., 1997; Мейснер и др., 1998). По мнению Терехова и др.(1989), Афанасенкова и др..(2007) и др. в Туапсинском прогибе причиной образования складок в майкопских отложениях являются взбросово-надвиговые деформации с общей поверхностью срыва в подошве толщи. В Гурийском прогибе, где мощность майкопских отложений не превышает 3 км, складки имеют унаследованный характер (Туголесов и др., 1985; Горшков, 1986).

Неогеновые отложения, представленные, как правило, терригенными разностями, частично изучены бурением непосредственно во впадине Черного моря (Initial Reports of the DSDP..., 1978; Геологическая история..., 1980, Куприн и яр., 1984; Туголссов и др., 1985, История ..., 1988; и др.). Наименьшими мощностями неогеновых отложений характеризуются вал Андрусова, Г'удаутский и Очамчирский своды.

Отложения четвертичной системы на большей части территории представлены илами. Характерной особенностью этих отложений является наличие крупных линзоввдных тел - конусов выноса крупных рек. Именно к этим областям приурочены максимальные мощности антропогеновых отложений, достигающие 3 км.

3.2. Тектоническое районирование

Чёрное морс с юга и юго-востока окружено вулканогенно-складчатыми юрско-эоценовыми образованиями Центрального и Восточного Понта и вулканогенно-складчатыми мелооценовыми образованиями Аджаро-Триалет, на севере - Крымским орогеном. Восточным ограничением является альпийское горно-складчатое сооружение Большого Кавказа и Грузинская глыба (Хаин, 1984; Nikishin et al., 2003; Афанасенков и др., 2007).

Тектоническое районирование Черного моря проводится по рельефу, образованному кровлей мезозойских пород. В его пределах выделяется два крупных бассейна с утоненной континентальной и/или океанической корой - Западно-Черноморский и Восточно-Черноморский, которые разделяются вытянутым в субмеридианалыюм направлении поднятием Андрусова - Архангельского (Туголесов и др., 1985; Афанасенков и др., 2007).

Наряду с этими наиболее крупными структурами в пределах изучаемой территории выделяется серия олигоцен-неогеновых прогибов, вытянутых вдоль складчатых сооружений Крыма, Кавказа и Понта - Сорокина, Керченско-Тамаиский, 'Гуапсинский и Гурийский (Туголесов и др., 1985; Горшков, 1986, Лимонов и др., 1997; Мейснер и др., 1998; Афанасенков и др., 2007 и др.).

3.3. История геологического развития

Представления о геологическом развитии Черноморской впадины до сих пор остаются противоречивыми. Как уже отмечалось, это вызвано недостаточной изученностью самой впадины.

Наиболее современные представления об истории развития Черного моря, учитывающие большой фактический материал, накопленный за последнее десятилетие, изложены в работах Никишина и др. 1997, 2001, 2005; Nikishin et al., 2001, 2003; Афанасенкова и др., 2007.

Важно отметить, что к концу эоценового этапа Черноморская впадина представляла собой мелководный морской бассейн с карбонатной седиментацией.

В майкопское время (олигоцен - ранний миоцен) в Черноморском регионе происходило накопление наиболее мощной песчано-глинистой толщи. На данной стадии развития проявилось резкое изменение тектонической обстановки, ознаменовавшееся началом альпийской орогенной эпохи. Западно- и Восточно-Черноморский бассейны продолжали интенсивно прогибаться. Бровки склонов несколько смещались в процессе погружения, и за счет этого перемещения впадины незначительно увеличивались по площади.

В олигоцене образовались бассейны Туапсинский, Сорокина и Гурийский как флексурные (изгибовые) краевые прогибы. В этих бассейнах начали формироваться глинистые толщи с разной ролью турбидитов с телами песчаников (Афанасенков н др., 2007).

В послемайкопское время продолжались трансгрессии и регрессии Черноморского бассейна. Прерывается его связь с Каспийским морем. Черное море превращается в закрытый водоем, который иногда сообщается со Средиземным морем. Происходит накопление разнообразных терригенных и биогенных осадков прибрежно-морского и континентального генезиса и глубоководных осадков во впадине (Куприн, 1982; Гожик, 1984, Туголесов и др., 1985; Шишков и др., 1986; История..., 1988). Современный этап характеризуется устойчивой связью Черноморского бассейна со Средиземным морем.

Глава 4. Нефтегазоносность

Изучаемая территория расположена в основном в пределах двух нефтегазоносных бассейнов (НГБ): Азово-Кубанского и Восточно-Черноморского. Между ними расположены внебассейновые области Крымского и Кавказского горно-складчатых сооружении.

В Азово-Кубанском НГБ нефтяные залежи, связанные с отложениями майкопской серии, приурочены к Индоло-Кубанскому прогибу. Месторождения протягиваются цепочкой вдоль юго-восточного борта прогиба и имеют характерную в плане заливообразиую форму.

Основная часть исследуемой территории приходится на менее изученный Восточно-Черноморский НГБ. Этот бассейн впервые был выделен И.О. Бродом (1965). На суше он занимает территорию Сочинского побережья, Западной Грузии и северных отрогов Понтийских гор Турции, остальная же часть бассейна покрыта водами Черного моря, где глубина превышает 2000 м.

В пределах Восточно-Черноморского НГБ в мезокайнозойских отложениях открыты единичные небольшие нефтяные и газовые месторождения: на суше - газовое Дообское, нефтяные Прасковейское, Супсинское, Шромисубани - Цхалцмшща, Восточное Чаладиди и Окуми, в море - нефтяное Субботина.

К майкопским отложениям в пределах Восточно-Черноморского бассейна приурочено месторождение Субботина. Притоки нефти получены из апеврито-песчаных пород олигоцена. В скважине 403 проводилось опробование 4 интервалов: 2635 - 2647 м (дебит нефти 5.8 м3/сутки), 2555 - 2596 м (дебит нефти 84.9 м3/сутки, газа 71.2 тыс. м3/сутки), 2521 - 2535 м (дебит нефти 45.4 м3/сутки), 2386 - 2435,4 м (дебит нефти 68.6 м3/сутки) (Лазарук и др., 2009).

Отдельного внимания заслуживают выходы жидкой нефти на поверхность морского дна в районах развития грязевого вулканизма. Это не что иное, как прямое подтверждение нефтеносности недр Черного моря.

На данный момент нефтепроявления обнаружены в пределах Туапсинского прогиба - грязевые вулканы Нефтяной и Манганари; Гуриийского прогиба - горы Иберия и Печори, нефтяной сип Колхети и нефтяной сип Ризе. В диссертации приводится краткое изложение результатов изучения углеводородного состава нефтей га нефтепроявления грязевого вулкана Манганари (Дахнова и др., 2007) и Ризе (ГЭегтап е! а1. 1997). Исследования показали

высокую степень бподеградацин нефти, что выражено в полном отсутствии н- и изоалканов. На хроматограмме отмечается большой горб, отвечающий нафтеновому фону.

Подводя итог, можно сказать, что нефтеносность акватории Черного моря является доказанной, учитывая месторождения и выходы УВ на поверхность. Неоднозначным остается ответ на вопрос об источнике УВ в регионе.

Глава 5. Геохимия органического вещества майкопских отложений Восточно-Черноморского регнона

Изучению органического вещества майкопских отложений непосредственно в восточной части впадины Черного моря посвящено лишь небольшое количество работ (Конюхов и др., 1996, Ablia et al., 1998; Фадеева и др., 2001; Козлова, 2003; Stadnilskaia et al., 2007; Нечаева, Круглякова и др., 2008; Круглякова и др., 2009; Nadezhkin et al., 2009, 2011). Основой мнопгх из этих исследований послужили обломки майкопских глинистых пород из грязевых вулканов в глубоководье Черного моря.

В целом майкопские глинистые породы в Черном море содержат гумусово-сапропелевое органическое вещество с преобладанием сапропелевой составляющей (или II-III тип с преобладанием II), благоприятное для образования как жидких, так газообразных УВ. По данным Фадеевой Н.П. и др. (2001) олигоценовая часть разреза майкопских отложений прогиба Сорокина характеризуется наличием сапропелевого OB и повышенным нефтематеринским потенциалом, а миоценовая - более гумусового и повышенным газоматеринским потенциалом. Это установлено на основании петрографических исследований, ИК-спекгроскопии керогена, пиролиза по методу RockEval и газовой хроматографии хлороформенных битумоидов (Ablia et al., 1998, Фадеева и др., 2001; Козлова, 2003; Нечаева и др., 2008).

Обогащенность OB глинистых пород, выраженная в содержании органического углерода на породу (Сорг), составляет: для Западно-Черноморского бассейна - от 0.6 до 9.3%, для прогиба Сорокина - от 0.29 до 6.49%, для Туапсинского прогиба - от 0.5 до 2.3%. Генерационный потенциал майкопских глин в Западно-Черноморском бассейне изменяется от 0.17 до 17.92 кг УВ/ т породы, для прогиба Сорокина - от 0.29 до 12.87 кг УВ/т породы, для Туапсинского прогиба - от 0.5 до 12.4 кг УВ/т породы (Фадеева и др., 2001; Козлова, 2003; Нечаева, Круглякова и др., 2008).

Катагенетическая преобразованность OB в обломках майкопских пород из сопочной брекчии по данным Н.П.Фадеевой и др. (2001) и Е.В.Козловой (2003) отвечает градациям катагенеза Г1К-МК1, то есть стадии созревания и самому началу ГЗН.

По данным Мейснера (2010), который проводит аналогию с Индоло-Кубанским прогибом, верхнеэоценовые и цижнемайкопские отложения (нижний олигоцен) в Западно-Черноморском бассейне находятся на градации МК4-АК1. В пределах прогибов Туапсинского, Сорокина и Гурийского эти отложения находятся в главной зоне нефтеобразования (ГЗН) (градация катагенеза МКЗ).

Верхнемайкопские породы (нижний миоцен) в восточной части Черного моря находятся на градации МК1, а в прогибах Туапсинском и Сорокина, а также на валу Шатского не достигли ГЗН.

-И-

На прилегающей суше в отличие от Черного моря изучением органического вещества майкопских отложений ученые занимаются уже давно (Архангельский, 1927; Гимпелевич, 1959; Жабрев, 1959; Польстер и др., 1960; Сидоренко, 1964; Ларская, 1966; Фадеева, 1973, 2002; Митюшин и др., 1975; Геодекян и др., 1985; Robinson et al., 1996; Derman et al, 1997; Баженова и др. (Bazhenova et al.) 1997, 2002, 2003, 2006; Сен-Жермес и др., 2000a, 20006; Петриченко, 2000,2001; Микерина, 2002 и др.).

Майкопские отложения, сформированные в едином седиментационном бассейне, довольно резко различаются по содержанию ОВ и величине генерационного потенциала (S1+S2): для Керченско-Таманского прогиба - Сорг от 0.3 до 7%, (S1+S2) варьирует от 0.2 до 19 кг УВ/т породы, для Западно-Кубанского прогиба - Сорг от 0.1 до 9.3% (среднее 1.46%), (S1+S2) от 0.06 до 20 кг УВ/т породы (среднее - 1.36 кг УВ/т породы), для Сочи-Адаерской депрессии - Сорг от 0.67 до 1.81%, (S1+S2) варьирует от 0.7 до 5.3 кг УВ/т породы, для Рионской впадины - Сорг изменяется от 0.33 до 2.92% (среднее 1.08%). Породы содержат кероген H-III типов (водородный индекс (HI) = 86-465 мг УВ/г Сорг), причем в составе ОВ на Керченском полуострове гумусовая составляющая значительно преобладает (III тип).

По стратиграфической приуроченности повышенным нефтематеринским потенциалом, то есть Сорг>1.6% и (S i+S2) >6 кг УВ/т породы - обладают нижнеолигоценовые породы (хадумская свита на территории Северного Предкавказья). Такая закономерность установлена в Керченско-Таманском и Западно-Кубанском прогибах.

По площади Северного Предкавказья отмечается ухудшение нефтематеринского потенциала майкопских пород в направлении Черного моря.

В пределах Керченского полуострова и Сочи-Адлерской депрессии майкопские отложения находятся на градации катагенеза ПК-начало МК1, то есть на стадии созревания. Массовая генерация и эмиграция жидких УВ в них еще не начались, что подтверждается, как правило, невысокими значениями и Si. В Западно-Кубанском прогибе отложения майкопской серии находятся в ГЗН (Петриченко, 2001).

Глава 6. Материалы и методы исследования

6.1. Материалы

Для решения поставленной задачи были изучены обломки глинистых пород из сопочной брекчии глубоководных грязевых вулканов (рис. 1). Выбранные грязевые вулканы расположены в Черном море неравномерно и приурочены к областям максимальных мощностей майкопских отложений: в восточной части Западно-Черноморского бассейна (грязевые вулканы МГУ, Вассоевича и Тредмар), в прогибе Сорокина (Двуреченский, Казакова) и в Туапсинском прогибе (Нефтяной).

В пределах Крымского полуострова были выбраны образцы из обнажений нижнеолигоценовых глин, а на Керченском полуострове из нижнеолигоценовых отложений (дюрменская свита) и верхов нижнемиоценовых пород (королёвская свига). На Таманском полуострове и в Северо-Западном Предкавказье были изучены майкопские отложения в 4 скважинах. Отложения олигоцена - нижнего миоцена вскрыты в скважине Тамань-2 в интервале 1400-5633 м, в скважине СГ-12000 - 3200-3961 м.

Евпатория

Ялта

Очамчире^

Условные обозначения:

Области отстутствия майкопских отложений Изопахиты майкопских отложений, км -ф- | Грязевые вулканы

Джанкой

J^ / i А 1 Скважины

Обнажения

| Гсу\ I Месторождения/ : ; jN^I I нефтепроявяения

:: :: VI !:: \

МГУ

Вассоевич Тредмар У

N° Месторождение/Нефтепроявление

I.Семеновское (глубина залежи 190-ЗЮм, средний миоцен) 2 Горностаевское поверхностное нефтепроявление

3. Приозерное (450-550м, средний миоцен)

4. Субботина (2260-2454м, олигоцен)

5. Гр. вулкан Нефтяной (поверхностное нефтепроявление )

6.ЮМГ(3168-3170м. средний миоцен) 7.Чумаковское (3448-3458м, средний миоцен)

8. Гр. вулкан Нефтяной (поверхностное нефтепроявление на дне моря)

9. Песчаник с битумом (поверхностное проявление, олигоцен)

10. Подводная гора Печори (поверхностное нефтепроявление на дне моря)

II. Подводная гора Иберия (поверхностное нефтепроявление на дне моря)

12. Нефтяной сип Колхети (поверхностное нефтепроявление на дне моря)

13. Супса (70-360м, верхний миоцен)

ЗЗв.д.

Рис. i. Схема отбора образцов для исследований. Римским» цифрами показаны: I - Индоло-Кубанский прогиб, II - Керченско-'Гаманский прогиб, 111 - прогиб Сорокина, IV - Западно-Черноморский бассейн, V - Туапсинский прогиб. VI - Сочи-Адлерская депрессия, VII -Гурийский прогиб (составлено автором с использованием данных Туголесова и др. (1985)).

Наибольшее количество проб майкопских глинистых пород было любезно предоставлено для геохимических исследований профессором А.М.Никишиным из обнажений в Сочи-Адлерском районе и Абхазии (южный склон Большого Кавказа).

Помимо изучения майкопских пород также были исследованы пробы нефти из подводных грязевых вулканов, диапировых поднятий и сипов (рис. 1). В дополнение для сравнения были выбраны пробы нефти из месторождений, нефте- и битумопроявлений в пределах изучаемой территории,

6.2. Методы исследования

Для большинства проб пород было выполнено определение возраста по диноцистам. Исследования были проведены в ГИН РАН под руководством Н.И. Запорожец. Это позволило привязать глинистые обломки из сопочной брекчии и образцы из обнажений к конкретным свитам майкопской серии.

Изучение нефтематеринских свойств пород проводилось на пиролизаторе Rock-Eval 6. Методика пиролиза на аппаратуре Rock-Eval подробно описана в работах (Тиссо и др., 1981; Лопатин и др., 1987; Espitalie et al., 1993; Ларская и др., 1993; Дахнова, 2007 и др.)

Образцы глинистых пород, обладающие достаточным нефтегазогенерационным потенциалом и имеющиеся в достаточном количестве, были экстрагированы для более детального изучения битумоида. Пробы нефти, битума и экстрактов были разделены на насыщенную и ароматическую фракции методом элюентной хроматографии. Насыщенная и ароматическая фракции проб были проанализированы методом газовой хроматографии - масс-спектрометрии.

Проба вводилась в режиме split mode в хроматограф ThermoQuest Trace GC, соединенный с масс-спектрометром высоко разрешения Finnigan МАТ900. Разделение углеводородов проводилось на 60-ти метровой (i.d. 0.25 mm) кварцевой капиллярной колонке SGE-lms (0.25 цт film) в режиме линейного программирования температуры от 50°С до 320°С со скоростью 3°С/мин и удерживанием 320°С в течение 20 мин. В качестве газа носителя использовался гелий.

Идентификация соединений и обработка полученных данных газовой хроматографии -масс-спектроскопии осуществлялась с использованием программного пакета Xcalibur (Thermo Electron Corporation).

Глава 7. Изучение геохимических характеристик органического вещества майкопских

отложений в глубоководной впадине Черного моря и на прилегающей суше.

Осадочный бассейн, включающий прогибы Индоло-Кубанский, Керченско-Таманский и Сорокина

Исследования показали, что олигоцен-нижнемиоценовые породы из обнажений на территории Керченского полуострова (западная часть Индоло-Кубанского прогиба) характеризуются следующими пиролитическими параметрами: Сорг варьируется от 0.01 до 1.2% (медиана 0.5%), нефтегазогенерационный потенциал (S1+S2) изменяется от 0.01 до 0.6 кг УВ/т породы (медиана 0.2 кг УВ/т породы), водородный индекс (HI) - от 25 до 75 мг УВ/г Сорг (медиана 49 мг УВ/Сорг). Исходя из этого, можно сделать вывод о низком нефтегазоматеринском потенциале майкопских отложений в пределах Керченского

полуострова. Это обусловлено тем, что в составе органического вещества значительно преобладает гумусовая составляющая, на что указывают данные биомаркерных исследований битумоидов.

Также важно отметить, что и пиролитические данные (Тшах меньше 435°С) и состав биомаркеров в битумоидах (преобладание нечетных н-алканов, соотношение био- и геологических эпимеров стерановых и гопановых УВ) указывают на низкую катагенетическую

преобразованность ОВ в этих породах.

Полученные результаты согласуются с литературными данными (Saint-Germes, 1998;

Баженова и др., 2002; Петриченко, 2000) и дополняют их.

Нижнемиоценовые породы, вскрытые в интервале 3200-3961 м в скважине СГ-12000 в пределах восточной части Индоло-Кубаиского прогиба, также обладают низким нефтегазоматеринским потенциалом. Они характеризуются следующими значениями пиролитических параметров: Сорг изменяется от 0.9 до 1.8% (медиана 1.1%), (S1+S2) изменяется от 0.5 до 5.4 кг УВ/т породы (медиана 0.9 кг УВ/т породы), водородный индекс (HI) - от 43 до 290 мг УВ/г Сорг (медиана 93 мг УВ/Сорг).

Изучение биомаркеров в насыщенной углеводородной фракции битумоидов показало, что ОВ в породах нижнего миоцена формировалось в морских условиях, - это подтверждается наличием С30 пропилхолестана (Peters et al„ 1985) и распределением стеранов С27:С28:С29 (среднее 35:32:33). Доля континентального органического вещества изменяется с глубиной, что выражается в различном распределении и концентрации высокомолекулярных н-алканов и олеанана. Это, вероятно, свидетельствует о неоднократном изменении уровня моря. Из анализа данных пиролиза и изучения биомаркеров можно заключить, что породы нижнего миоцена в данном регионе содержат ОВ гумусово-сапропелевого типа в малых концентрациях, которое формировалось в морских условиях в окислительных обстановках (пристан/фитан > 1).

Распределение стерановых и гопановых УВ в образце с глубины 3540 м сходно с таковым в нефтях, но при этом все еще наблюдается преобладание н-алканов с нечетным числом атомов углерода в цепи. В этой же пробе пиролитический параметр Тшах равен 433°С. Отсюда можно заключить, что в восточной части Индоло-Кубанского прогиба породы майкопской серии в интервале глубин 3200-3500 м находятся на градации катагенеза ПК, а в интервале 3500 и ниже - уже вступили в главную зону нефтеобразования. Этот вывод также согласуется с данными Ю.А. Петриченко (2001) и Фадеевой Н.П. и др. (2002).

В пределах Керченско-Тамтский прогиба пробы были отобраны из скважины Тамань-2, которая вскрыла разрез майкопских отложений в интервале 1400-5633 м, причем так и не достигла подошвы.

Изученные образцы олигоцен-нижнемиоценовых пород характеризуются следующими пиролитическими параметрами: Сорг изменяется от 0.5 до 1.4% (медиана 0.9%), (S1+S2) изменяется от 0.2 до 2.2 кг УВ/т породы (медиана 0.5 кг УВ/т породы), водородный индекс (HI) - от 25 до 167 мг УВ/г Сорг (медиана 69 мг УВ/Сорг). То есть породы обладают низким нефтегазоматеринским потенциалом и содержат кероген III типа (тип, наиболее благоприятный для газообразования). Таким образом, майкопские отложения в изученной скважине можно отнести к газоматеринским с низким потенциалом. Следует обратить внимание на отсутствие

данных о нижнеолигоценовых породах в наиболее погруженной части Керченско-Таманского прогиба.

Наибольший интерес представляют исследования майкопских пород в пределах прогиба Сорокина - на территории, покрытой водами Черного моря.

Майкопский возраст глинистых обломков из грязевулканической брекчии установлен в результате детального полинологического исследования (изучение диноцист) под руководством Н.И. Запорожец (ГИН РАН).

Олигоцен-нижнемиоценовые породы в прогибе Сорокина характеризуются следующими пиролитическими параметрами: Сорг изменяется от 0.17 до 6.1% (медиана 1.66%), (S1+S2) изменяется от 0.02 до 12.63 кг УВ/т породы (медиана 2.57 кг УВ/т породы), водородный индекс (HI) - от 6 до 357 мг УВ/г Сорг (медиана 131 мг УВ/Сорг). Учитывая низкую степень преобразованности OB (Тшах = 415-433°С), можно отнести майкопские породы в прогибе Сорокина к потенциально нефтегазоматеринским, содержащим кероген II-III типов.

Таким образом, в результате геохимических исследований установлено, что нефтегазоматеринские характеристики майкопских отложений изменяются в пределах крупного осадочного бассейна и улучшаются в направлении акватории Черного моря.

Западно- Черноморский бассейн

В пределах Западно-Черноморского бассейна были изучены обломки глинистых пород из сопочной брекчии грязевых вулканов МГУ, Вассоевича и Тредмар.

Для изучаемой территории был построен график зависимости отражательной способности витринита (шкала в логарифмическом масштабе) от глубины (рис. 2). Для поверхности (в данном случае эта поверхность соответствует дну Черного моря, глубина 2200

Черноморского бассейна.

В изученных пробах замеренные значения максимальной температуры пиролиза (Тшах) изменяются от 421°С до 442°С. Используя данные Espitalie et al. (1993), сопоставляем полученные значения Tmax (42 ГС и 442°С) на графике со значениями отражательной способности витринита (Ro) - 0.44 и 0.73%. Учитывая пропорциональную зависимость значений Тшах и Ro в зоне близкой к ГЗН, разбиваем интервал 421 -442°С на равные единичные отрезки. Принимая во внимание общие черты геологического развития Западно-Черноморского бассейна и Ивдоло-Кубанского прогиба, сопоставляем значение Тшах 433°С (в скважине СГ-12000 на глубине 3500м) с глубиной 5700м с учетом глубины моря 2200м. Проведенная таким образом прямая через две точки отражает зависимость значений Тшах от глубины.

Этот метод позволил соотнести граничные значения температур Тшах (42 ГС и 442°С) изученных проб с глубиной. Таким образом, с определенной долей вероятности, установлено, что пробы глинистых пород получены из интервала глубин = 4800-6400 м..

По данным сейсмических исследований кровля майкопских отложений в данном районе находится на глубине 5800-5900 м (Stovba et al., 2009). То есть изученные пробы, исходя из проведенного анализа, получены из верхней части майкопской толщи (нижний миоцен) и вышележащих отложений (вероятно, средний миоцен). Эти выводы подтвердились результатами определения возраста: в образцах, отнесенных к нижнему миоцену найдены типичные формы фитопланктона нюкнего миоцена (Impagidinium minor, Labyrinthodinium truncatum, Deflandrea spinulosa maikopica u др.), а в образцах отнесенных к среднему миоцену -типичные формы фигопланктона среднего миоцена Labyrinthodinium truncatum, Sumatradiniunt druggii u др. Из сопоставления значения глубины кровли майкопских отложений (5800-5900 м) с Тшах на графике можно заключить, что образцы со значениями Tmax больше или равными =434°С имеют раннемиоценовый возраст, то есть относятся к майкопским породам.

Для глинистых обломков майкопского возраста характерны следующие значения пиролигических параметров: содержание Сорг изменяется от 0.38 до 2.1% (медианное - 1.42%), (S1+S2) - от 0.25 до 9.4 кг УВ/т породы (медианное - 4.14 кг УВ/т породы), водородный индекс 58-433 мг УВ/г Сорг (медиана 251 мг УВ/г Сорг). Подобная характеристика позволяет отнести нижнемиоценовую часть разреза к нефтегазогенерирующей (Тшах>434°С) с удовлетворительным и хорошим потенциалом. При этом следует отметить, что западнее грязевого вулкана МГУ кровля майкопских отложения погружается более чем на 1.5 км (Туголесов и др., 1985). То есть можно ожидать, что там майкопские отложения в полной мере реализуют свой потенциал и генерируют УВ.

Таким образом, полученные данные (медианные значения пиролигических параметров и биомаркерный анализ) позволяют сделать заключение об улучшении нефтематеринских характеристик майкопских отложений со стороны побережья в направлении акватории Черного моря (рис. 3).

Защищаемое положение 1: нефтематеринский потенциал майкопских отложений увеличивается в направлении акватории Черного моря (минимальные значения характерны для Керченско-Таманского прогиба, максимальные для - Западно-Черноморского бассейна).

Туапсинский прогиб и Сочи-Адлерская депрессия

В пределах данного района были изучены обломки глинистых пород из сопочной брекчии грязевого вулкана Нефтяной (Туапсинский прогиб) и многочисленные пробы из обнажений майкопских породна прилегающей суше (Сочи-Адаерская депрессия).

Определение возраста по диноцистам показало, что большая часть отобранных глинистых проб из Сочи-Адлерской депрессии относится к нижнему олигоцену (низы мацестинской свиты майкопской серии на Южном склоне Большого Кавказа). _

D Иггдоло-Кубанскии прогиб

Д Керчексш-Тамаксшй прогиб

390 400 410 421) 430 440 450 Ш 470 480 490 Тми,*'___

Генетический готмпшая (медианное значение), S H S2, ет УВ/т породы

□ Л ill

Рис. 3. Слева: диаграмма Ван Кревелена, отражающая потенциал керогена майкопских пород в зависимости от катагенетической преобразованное™. Справа: гистограмма медианных значений потенциала майкопских пород.

К примеру, в образцах, отобранных из обнажения в районе Агойского пляжа, раннеолигоценовый возраст установлен по присутствию таких таксонов диноцист, как IVetzeliella gochtii, Wetzeliella symmetrica и Enneadocysta pectiniformis (заключение Н.И. Запорожец, ГИН РАН, 2011). Отложения здесь представлены слоистыми глинами с горизонтами грязекаменных потоков и видимой мощностью 10 м. Слоистые глины представляют собой чередование светло-серых карбонатных глин толщиной до 4-5 см и темных бескарбонагных глин толщиной от 0.5 до 2 см.

В породах, отобранных из обнажения на берегу реки Мамайка, ранее отнесенных Б.М. Келлером (1945) к позднему эоцену (мамайская свита), содержится небольшой спектр фитопланктона, в котором обнаружены типичные раннеолигоценовые Phthanoperidinium атоепит и Wet:eliella symmetrica, а также Charlesdcnmiea clathrata angulosa - зональный вид верхнего эоцена, переходящий в базальные слои раннего олигоцена. Отложения здесь представлены толщей переслаивания турбидитовых известковистых песчаников и темных глин.

Пиролитические исследования показали, что светло-серые прослои глин в вышеупомянутых разрезах нижнего олигоцена характеризуются следующими параметрами содержание органического углерода (Сорг) изменяется от 1.36 до 2.31%, нефтегазогенерационный потенциал (SH-S2) - от 4 71 до 6.86 мг УВ/г породы, водородный индекс (HI) - от 297 до 439 мг УВ/г Сорг. То есть эти породы можно отнести к потенциально

нефтегазоматеринским с удовлетворительным/хорошим потенциалом (значения Ттах = 420-425°С указывают на низкую степень преобразованное™ - ПКЗ), содержащим кероген IÍ типа. Также немаловажной характеристикой этих глин является их повышенная карбонатпость (3040%), по сравнению с топкими темными прослоями (0-10%).

Глины из темных прослоев . характеризуются повышенными значениями пиролитических параметров: Сорг изменяется от 3.58 до 8.66%, нефтегазогенерационный потенциал (S1+S2) - от 14.13 до 46.45 мг УВ/r породы, водородный индекс (HI) - от 392 до 536 мг УВ/г Сорг. Судя по величине водородного индекса, породы содержат кероген II типа и обладают отличным нефтематеринским потенциалом. Степень катагенеза, определенная по максимальной температуре пиролиза Ттах (420 - 425°С), соответствует градации ПКЗ, то сеть стадии созревания ОВ.

Таким образом, для пород раннеолигоценового возраста в Сочи-Адлерской депрессии установлено, что они обладают необходимым потенциалом для генерации жидких и газовых УВ. Учитывая, что они погружаются в направлении Туапсинского прогиба, можно заключить, что там они вступили в ГЗН.

Кроме того, в нижнеолигоценовых породах Абхазии (хадумская свита) прослеживается пласт однородных темно-серых слоистых глин (описание Никишина A.M.). Усредненные значения пиролитических данных Сорг = 1.72%, S1+S2 = 4.92 мг УВ/г породы, HI = 286 мг УВ/г Сорг, позволяют отнести эти породы к нефтегазоматеринским с удовлетворительным потенциалом.

В отличие от олигоценовых пород нижнемиоценовая часть разреза характеризуется низким генерационным потенциалом и не может рассматриваться в качестве нефтематеринской.

Данные биомаркерного анализа подтвердили, что нижнеолигоценовые породы находятся на низкой градации катагенеза ГОС. Это установлено по присугствию и доминированию «биологических» эпимеров УВ ряда гопана, по соотношению био- и изо стеранов и преобладанию н-алканов с нечетным числом атомов в цепи и др.

Распределение стеранов aaa(R) С27:С28:Си (среднее 41:23:36) и наличие Сзо этилхолестана указывает на то, что ОВ состоит из остатков морских организмов, что также согласуется с данными пиролиза. Формирование ОВ в диагенезе протекаю в восстановительных обстановках (Pr/Ph =1).

Впервые в битумоидах пород нижнего олигоцена был идентифицирован специфический биомаркер С25 HBI (Т - образный изопреноид) (рис. 4). Следует уточнить, что в битумоидах верхнеолигоценовых и нижнемиоценовых пород этот компонент не найден.

Это соединение детально описано в работах Volkman et al. (1994), Sinninghe Damsté et al. (2004 a, 6), Stadnitskaia et al. (2008). Его присутствие обнаруживается в нефтях, экстрактах из пород и осадков, возраст образования которых не древнее мелового периода. Более детальные исследования Sinninghe Damsté et al. (2004 а, б) установили, что этот компонент встречается в иефтях и породах не древнее туронского века позднего мела. Образование этого компонента связано с биосинтезом диатомовых водорослей Halsea ostrearia и Rhtosolenia seligera.

Находки остатков диатомовых водорослей в породах, формировавшихся к раннеолигоценовое время, описаны Радионовой Э.П. и Хохловым И.Е. (1994) по рекам Кубань

и Фарс. Авторы выделяют горизонт с диатомеями в основании майкопской серии в серых карбонатных глинах хадумского горизонта совместно с многочисленными планктонными и бентосными фораминиферами.

Рис.4. Пример масс-фрагментограммы алифатической фракции битумоида нижнеолигоценовых пород, иллюстрирующей присутствие Т-образного изопреноида (арабскими цифрами обозначены н-алканы, Рг~ пристан, Ph - фитан).

Глинистые обломки из сопочной брекчии грязевого вулкана Нефтяной (верхний олигоцен) характеризуются низкими значениями пиролитических параметров. При этом часть из них насыщена миграционными УВ (PI больше 0.3). Это также подтверждается биомаркерным анализом - на фоне биомаркерного распределения, характерного для нефти, идентифицированы биологические эпимеры гопановых УВ и др.

Глава 8. Биомаркерный анализ поверхностных образцов УВ и их сравнение с составом УВ в месторождениях и в битумоидах майкопских пород

Исследования показали, что нефти из месторождений Субботина (глубина залежи 22602454 м), ЮМГ (3168-3170 м) и Чумаковское (3448-3458 м) не подвергались биодеградации. Этот вывод хорошо согласуется с литературными данными (Peters et al., 2005), согласно которым биодеградация протекает в среде, где температура не превышает 80°С, что. как правило, соответствует глубине менее 2000 м.

Нефти из месторождений Семеновское (190-310 м), Приозерное (450-550 м), Супса (70360 м) и поверхностных нефтепроявлений Горностаевое и вулкана Нефтяной (Таманский полуостров) характеризуются почти полным отсутствием н- и изоалканов. На примере проб из месторождения Приозерное и находящегося вблизи Горностаевского нефтепроявления, имеющих одинаковый биомаркерный состав, можно сделать вывод, что нефть подвергается первичной биодеградации уже в залежи и поступает на поверхность в измененном виде.

В нефтях из нефтепроявлений в глубоководье Черного моря влияние микробиальных процессов отразилось не только на н- и изоалканах, но и на стерановых и гопановых УВ. Причем нефти из нефтепроявлений горы Печори. горы Иберия и нефтяного сипа Колхети, характеризующиеся одинаковым распределением биомаркеров, биодеградированы в разной степени. Увеличение степени микробиального воздействия выражено в уменьшении

концентраций стеранов и изостеранов (С2!) - С28 - С27, соответственно) и в заметном преобладании норгопана Н29 (17а,21Р(Н)-30-норгопан) над гопаном НЗО (17а,21р(Н)-гопан) на массфрагментограме (m/z 191) пробы из нефтяного сипа Колхети.

Наибольшее влияние гнпергенных процессов и мцкробиального воздействия отмечено в пробе битума из нижнеолигоцсновых песчаников мацестинской свиты майкопской серии.

Таким образом, для всех проб нефтей из неглубоких залежей (до 550 м), нефте- и битумопроявлений установлено полное отсутствие н- и изоалканов. В этом сдз^ае для расчета индексов и установления генетических связей между нефтями и ОВ использовались распределения три-, тстра-, пентациклических тернанов (ni/z 191), стеранов (тЬ 217), изостеранов (т/:2Щ и перегруппированных стеранов (тк 259).

Индоло-Кубанский и Керчгнско-Таманский прогибы.

Пробы нефти из месторождений Приозерное, Субботина и Горностаевского поверхностного нефтепроявления (№ 2, 3, 4) имеют очень близкий биомаркерный состав. Распределение стеранов и изостеранов в этих образцах (среднее: aaaC27:C28:C2<j = 44:28:28, аРРС27:С28:С29 = 35:32:33) указывает на то, что они были образованы из гумусово-сапропелевого ОВ с преобладанием морской составляющей. Для пробы из месторождения Субботина эти выводы также подтверждаются составом н-алкапов - преобладание соединений в низкомолекулярной области.

Стоит также отметить, что месторождение Приозерное и Горностаевское поверхностное нефтепроявление располагаются на северном борту Керченско-Таманского прогиба, а месторождение Субботина на южном (рис. I). Учитывая полученные данные о генетическом родстве этих нефтей, можно сделать вывод, что очаг генерации приурочен к Керченско-Таманскому прогибу.

Используя данные биомаркерного анализа можно оценить возраст нефтематеринской толщи для этих нефтей. Так как залежь месторождения Приозерное приурочена к среднемиоценовым отложениям, а залежь месторождения Субботина - к олигоцену, то верхним возрастным приделом, в случае отсутствия вертикатаной миграции УВ направленной вниз, является олигоцен. Нижним пределом можно считать туронский ярус верзнего мела, так как во всех этих пробах идентифицирован С2, Т-образный изопреноид.

Таким образом, выбор сужается до кумской свиты верхнего эоцена и хадумской свиты Майкопа, которые в пределах Северного Предкавказья обладают высоким нефтематеринским потенциалом (Фадеева, 1973, 2002; Геодекян и др., 1985; Баженова и др. (Bazhenova et al.) 1997, 2002, 2003, 2006; Сен-Жермес и др., 2000а, 20006; Петриченко, 2000, 2001; Дистанова, 2007; Nadezhkin, 2011). Так как в битумоидах пород верхнего эоцена Т-образный изопреноид не был идентифицирован (Дистанова, 2007), можно утверждать, что эти нефти сформированы нижнеолигоценовыми породами.

Этот же компонент был идентифицирован в нефтях из месторождений Семеновского, ЮМГ, Чумаковское и из нефтепроявления на поверхности (грязевой вулкан Нефятной, Таманский полуостров). Таким образом, установлено, что все они образованы нижнеолигоценовыми породами. В целом биомаркерный состав всех этих проб ненамного отличается. Более подробные результаты их изучения, позволившие проследить изменение органического вещества нефтематеринской толщи, изложены в диссертационной работе.

Туапсинский прогиб и Сочи-Лдлерская депрессия

В пределах згой области для изучения были выбраны нефть из грязевого вулкана Нефтяной, находящегося на дне Черного моря, и битум из мацестинской свиты (олигоцен) майкопской серии.

Как показали исследования, УВ из подводного нефтепроявления претерпели биодеградацию. В них практически полностью отсутствуют н-алкакы, а также ациклические изопреноиды, В тоже время, биодеградация в разной степени повлияла на полициклические соединения в нефтях, находящихся в свободном состоянии, и насыщающих глинистые обломки сопочной брекчии. Нефти в свободном состоянии испытали гораздо большее воздействие, -биодеградацией затронуты полициклические УВ (стераны). В нефтях, насыщающих сопочную брекчию, распределение стерановых УВ сохранилось.

В пробе отмечается низкое содержание трициклических терпанов (хейлантанов) по сравнению с петациклическими терпанами. В распределен™ пентациклических терпанов (гопаиов) характерно преобладание НЗО (17а,21Р(Н)-гопана) над остальными компонентами и Н27(Тб) 18а(Н)-триснорнеогопана- надН27(Тш) 17а(Н)-трисноргопадам.

В составе стеранов присутствуют регулярные, диа- и изостераны. Распределение регулярных и изостерапов (аааС27:С28:С29 = 39:35:26, аррС27:С2в:С29 =. 31:38:30), а также наличие Сзо пропилхолестана свидетельствует о морском типе ОВ нефтематеринских отложений. Присутствие диастеранов и низкие содержания тетрациклического терпана Т24 указывают на возможный глинистый характер НМТ для этой нефти.

Показатели зрелости нефти Тз/(Т5+Тт)» 100 (58,58), С29 рр/(рр+сщ)*100 (36.64) и С29 аа 5/(5+1?)* 100 (35.12) указывают на то, что нефтематеринская толща находилась на градации катагенеза (МК1-МК2) в момент генерации.

В углеводородном составе этой нефти также идентифицирован Т-образный изопреноид

Си

Все вышеперечисленные признаки свидетельствуют о том, что эта нефть образована нижнеодигоценовыми породами, выходы на поверхность которых изучены в Сочи-Аддерской депрессии. Пиролитические исследования, приведенные в данной работе, подтверждают высокий нефтематеринский потенциал этих отложений в пределах суши.

Защищаемое положение 2: нижнеолигоценовая часть разреза майкопских пород характеризуется специфическими геохимическими чертами. Это дает возможность идентифицировать генетически связанные с ними углеводороды.

В таком случае, сравнение состава стеранов в нефти из грязевого вулкана Нефтяной и в битумоидах нижнеолигоценовых пород, обнажающихся в Сочи-Адлерском районе, дает возможность проследить изменение состава ОВ. В направлении от суши к цетру Таупсинского прогиба возрастает концентрация С27 5а,14а,17а(Н)-холестана 20К и уменьшается - С29 5п,14о,17а(Н)-этилхолестана 20К. Подобное изменение концентраций этих компонентов, свидетельствует о том, что в направлении центра Туапсинского прогиба в составе ОВ возрастает доля остатков морских оргашпмов.

Принимая во внимание, что в разрезе нижнего олигоцена в Сочи-Адлерской депрессии выделяется хостинская свита, в составе которой выделяются многочисленные песчаные прослои, - можно ожидать скоплений УВ в Туапсинском прогибе в песчаниках данной свиты.

D составе алифатической фракции битума из нижнеолигоценового битуминозного песчаника, вследствие сильного воздействия гипергенных процессов и биодеградации, преобладают гопановые УВ. На ыасс-фрагментограме (m/z 191) удалось идентифицировать три, тетра- и пептациклические гопаны. Максимум в распределении приходится на Н29 (17а,21Р(Н)-30-норгопан). Также отмечается преобладание Н27(Тш) 17а(Н)-трисноргопана над H27(Ts) 18н(Н)-триснорнеогопаном и наличие тетрациклических терпанов Т24 и Т25. Среди стсрановых УВ отмечено присутствие лишь диастерапов Сп и Cjg. Бедность углеводородного состава не позволяет проводить каких-либо сравнений или корреляций.

Гурийский прогиб

В целом состав три-, тетра- и пентациклических терпанов проб нефтей из подводных гор Печорл и Иберия и нефтяного сипа Колхети (пробы № 10, 11, 12) не отличается друг от друга. На масс-фрагментограмах m/z 191 наблюдается наличие пентациклических терпанов Н27-Н35 с максимумом на НЗО (за исключением пробы №12, нефтяной сии Колхети). Во всех образцах отмечается преобладание H27(Ts) 18а(Н)-триснорнсогопана над Н27(Тт) 17а(Н)-трисноргопаном и наличие тетрациклического терпана Т24. Для всех образцов из Гурийского прогиба отмечено повышенное значение олеананового индекса (oln/НЗО).

Также ira масс-фрагментограме т/г 191 идентифицирован компонент, имеющий сходную с Т24 тетрациклическим терпаном молекулярную массу М+= 330Da и спектр. Данный компонент (условно обозначен Т24') характерен для всех нефтей из Гурийского прогиба, и его концентрация превосходит Т24, В ходе обработки результатов отмечено, что концентрация Т24' пропорциональна содержанию олеанана и, скорее всего, этот компонент связан с иривиосом в бассейн седиментации OB высших растений.

В распределении стеранов морских проб максимум приходится на диастераны С27, так как регулярные и изостераны удалены в процессе биодеградации.

Таким образом, нефти были сгенерированы единой нефтематеринской толщей глинистого состава и содержащей смешанное гумусово-сапропелевое OB с преобладанием континентальной составляющей. В залежи нефти подверглись первичной биодеградации, затем по путям миграции достигли поверхности морского дна. Здесь они повторно подверглись биодеградации и были изменены в разной степени.

Наименьшее влияние биодеградации проявилось в пробе нефти из подводной горы Печори, поэтому именно она выбрана для с сравнения с нефтью из месторождения Супса.

Нефть из месторождения Супса характеризуется отсутствием н- и изоалканов. В алифатической фракции преобладают моно и бициклические алкановые соединения (нафтены).

На масс-фрагментограме m/z 191 наблюдается присутствие три-, тетра- и пентациклических терпанов. Среди пентациклических терпанов максимум приходится на НЗО гопан. Концентрации трнциклических терпанов и гомогопанов малы по сравнению с НЗО. Также как и в морских пробах, здесь отмечено наличие эпимера тетрациклического терпана Т24', концентрация которого превосходит Т24.

На масс-фрагментограме m/z 217 (218) максимум приходится на регулярные стерапы. Распределение регулярных и изостеранов (аааС^.Сги Сгч = 35:32:33, aßßC27:C28.'Ca9 = 27:38:35) указывает на исходный смешанный гумусово-сапропелевый тип OB.

Также в этой нефти удалось идентифицировать Т-образный изопреноид C25HBI.

Таким образом, сравнение нефти из подводного нефтепроявления Печори и из месторождения Супса показывает, что они обладают общими характерными чертами, низкие концентрации три- и тетрациклических терпанов по отношению к НЗО, наличие Т24\ Разница заключается в том, что нефть из месторождения Супса характеризуется наличием моно- и бициклических нафтенов и Т-образного изопреноида, более высоким содержанием НЗО по отношению к другим терпанам, преобладанием регулярных стеранов над диастеранами. Но абсолютно все перечисленные различия могут нивелироваться воздействием биодеградации.

То есть с определенной долей уверенности можно утверждать, что все изученные нефти из Гурийского прогиба образованы олигоценовыми породами, находящимися на градации катагенеза не ниже МК1-МК2, содержащими ОВ смешанного гумусово-сапропелевого состава

Защищаемое положение 3: основной нефтегенерирующей толщей на изучаемой территории являются высокопотенциальные породы нижнего олнгоцсна.

Заключение

В диссертации представлены результаты геохимических исследований органического вещества пород майкопской серии и сравнительная характеристика углеводородного состава нефтей и битумов из естественных проявлений на поверхности морского дна и суши.

В ходе исследований автором особое внимание уделено возрастной привязке изучаемых обломков пород из грязевулканической брекчии и из обнажений на суше.

В работе выполнена масштабная оценка нефтегазоматеринских свойств майкопских отложений в пределах Ценгральной и Восточной части Черноморской впадины. Установлено, что нефтематеринский потенциал майкопских отложений увеличивается в направлении акватории Черного моря (минимальные значения характерны для Керченско-Таманского прогиба, максимальные для - Западно-Черноморского бассейна).

Также отмечены вариации нефтегазомагеринского потенциала пород по разрезу. Наименьшие значения потенциала (Sl+S2<2,5 мг УВ/г породы) свойственны для нижнемиоценовой части майкопских пород на суше, наибольшие (S1+S2 до 47 мг УВ/г породы) - для нижней части Майкопа в пределах южного склона Большого Кавказа;

Изучение биомаркерного состава алифатической фракции битумоидов майкопских пород показало, что нижнеолигоценовая часть разреза майкопских пород характеризуется специфическими геохимическими чертами. Это дает возможность идентифицировать генетически связанные с ними углеводороды.

Исследование углеводородного состава нефтей из месторождений и нефтепроявлении выявило их генетическую взаимосвязь с органическим веществом высокопотенциальных пород нижнего олигоцена.

Список основных опубликованных работ по теме диссертации

1. Надежкин Д.В,, Иванов М.К. Сравнительная характеристика бпомаркеров нефтей из подводных и наземных нефтепроявлений Восточно-Черноморского региона // Геология нефти и газа, №3, 2011. С. 80-87.

2. Stadnitskaia A., Nadezhkin D., Abbas В., Blinova V., Ivanov М.К., Sinninghe Damsti J.S. Carbonate formation by anaerobic oxidation of methane: Evidence from lipid biomarker and fossil 16S rDNA // Geochimica et Cosmochimica Acta, Volume 72, Issue 7,2008. Pp. 1824-1836.

3. Nadezhkin D., Ablya E., Ivanov M., Borhmann G. Geochemical characteristics of oils from seeps in the Eastern part of the Black Sea // Book of abstracts, International Conference and Post-Cruise Meeting of the Training-througb-Researcii Programme, Bremen, Germany, 2007. Pp. 29-30.

4. Nadezhkin D., Ablya E., Ivanov M. & Borhmann G. Oil Derived From Fluid-Escape Structures in North-Eastern Part Of The Black Sea // Book of abstracts, 23th International Meeting on Organic Geochemistry (IMOG 2007), Torquay, Devon, United Kingdom, 2007. Pp. 399-400.

5. Nadezhkin D., Ivanov M. Geochemical investigations of oil and organic matter from the Maikopian rocks (fluid-escape structures in the northern and north-eastern part of the Black Sea) // Book of abstracts, 24th International Meeting Organic Geochemistry (IMOG 2009), Bremen, Germany, 2009. Pp. 245.

6. Nadezhkin D. Hydrocarbon potential of Maikopian source rocks within Black Sea petroleum basin II Book of abstracts, 25th International Meeting on Organic Geochemistry (IMOG 2011), Interlaken, Switzerland, 2011. Pp. 453.

Подписано в печать:

18.10.2011

Заказ № 5991 Тираж - 130 экз. Печать трафаретная. Типография «11-й ФОРМАТ» ИНН 7726330900 115230, Москва, Варшавское ш., 36 (499) 788-78-56 www.autoreferat.ru

Содержание диссертации, кандидата геолого-минералогических наук, Надежкин, Дмитрий Владимирович

Введение.

Глава 1. Краткий физико-географический очерк.

Глава 2. История геолого-геофизических исследований.

Глава 3. Геологическое строение и история развития Восточно- и Центрально-Черноморского региона.

3.1 Краткая литолого-стратиграфическая характеристика мезозойско-кайнозойских отложений.

3.1.1 Майкопские отложения Восточно-Черноморского региона.

3.2. Тектоническое районирование.

3.3. История геологического развития.

Глава 4. Нефтегазоносность.

4.1 Выходы углеводородов на поверхность и их геохимическая характеристика.

Глава 5. Геохимия органического вещества майкопских отложений Восточно-Черноморского региона.

5.1. Черное море.

5.2. Прилегающая к Черному морю суша.

Глава 6. Материалы и методы исследования.

6.1. Материалы.

6.2. Методы исследования.

6.2.1. Оценка нефтегазоматеринского потенциала пород методом Rock-Eval.

6.2.2. Газовая «хроматография - масс-спектрометрия и применение метода в нефтяной геохимии.

Глава 7. Изучение геохимических характеристик органического вещества майкопских отложений в глубоководной впадине Черного моря и на прилегающей суше.

7.1 Осадочный бассейн, включающий прогибы Индоло-Кубанский, Керченско-Таманский и Сорокина.

7.2 Западно-Черноморский бассейн.

7.3 Туапсинский прогиб и Сочи-Адлерская депрессия.

Глава 8. Биомаркерный анализ поверхностных образцов УВ и их сравнение с составом УВ в месторождениях и в битумоидах майкопских пород.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Нефтематеринские свойства майкопских отложений и их роль в нефтегазоносности восточной части Черного моря"

Актуальность работы. В последнее время Черное море привлекает особое внимание ведущих мировых научных центров и нефтяных компаний. Причиной столь повышенного интереса стали новые данные о строении и составе осадочных бассейнов глубоководной части Черного моря, а также прямые признаки нефтегазоносности осадочного чехла: газо-, нефте- и гидратопроявления, развитие грязевых вулканов, повышенные концентрации метана в осадках и придонной воде и др. Важным обстоятельством является также то, что многие структуры суши в пределах прилегающего к Черному морю Крымско-Кавказского региона, обладающие доказанной промышленной' нефтегазоносностью и многочисленными нефте-, газо- и битумопроявлениями, имеют непосредственное продолжение не только на шельфе, но и в глубоководной части Черного моря. Современные геофизические методы в некоторых случаях позволяют непосредственно проследить простирание отдельных осадочных толщь на десятки, и даже сотни километров вглубь черноморского бассейна. •

Однако, в настоящее время, мы не можем почти ничего сказать о составе и свойствах осадочных пород в глубоководной части Черного моря, о составе, степени преобразованности и нефтегазоматеринском потенциале органического вещества (ОВ) этих пород, о флюидах (газ, нефть, вода), рождающихся в недрах этих осадочных бассейнов. До сих пор во всем этом огромном регионе не пробурено ни одной поисково-разведочной скважины за пределами континентального шельфа. Это не позволяет изучить вещество осадочных пород в глубоководной части бассейна, сравнить его с одновозрастными отложениями суши и шельфа, более уверенно оценить перспективы нефтегазоносности бассейна в целом, опираясь, на данные сейсмики и геохимического моделирования и связать их геологическое строение с геологией прилегающей суши.

Выделение в разрезе возможных нефтегазоматеринских пород и изучение их геохимических характеристик является основой анализа нефтяных систем, без проведения которого в настоящее время невозможно осуществление геолого-разведочных работ.

Основные задачи исследования:

2. Определить возраст обломков пород в грязевулканических брекчиях, сравнить эти породы с одновозрастными' отложениями в обнажениях и скважинах, составить коллекцию образцов майкопских пород для детальных геохимических исследований.

3. Используя современные геохимические методики дать характеристику нефтегазоматеринских свойств майкопских отложений в- пределах Центрально- и Восточно-Черноморского региона.

4. Установить закономерности изменения геохимических параметров- ОВ майкопских отложений при переходе от территории суши к глубоководной части Черного моря. 5. Провести детальные- геохимические исследования с целью выяснения связи поверхностных нефтепроявлений в регионе с ОВ майкопских отложений.

Научная новизна и практическая/ значимость. Впервые проведена попытка оценки нефтегазоматеринских свойств майкопских отложений, в пределах глубоководной части Черного моря, основанная не на моделировании,, а на детальном исследовании обломков • пород вынесенных на поверхность дна> грязевыми вулканами. Уникальные образцы майкопских пород детально изучены с использованием современных аналитических методов органической геохимии. Установлен характер изменения нефтегазоматеринского потенциала в пределах изучаемого региона.

В. результате изучения биомаркерного состава алифатической фракции углеводородов удалось проследить взаимосвязь между битумоидами нижнеолигоценовой части разреза майкопских пород и нефтями из сипов на дне Черного моря. Выявленная^ связь, а также наличие песчаных горизонтов в разрезе нижнего Майкопа, дает основание ожидать скопления УВ непосредственно- в породах майкопской серии в пределах Туалсинского прогиба.

Практическая* значимость работы заключается в том, что изменения геохимических свойств майкопских отложений в направлении от суши к глубоководному бассейну впервые основывается не только на интерпретации геологического строения, но и на прямых аналитических измерениях. Установленные закономерности распределения основных геохимических параметров майкопских отложений могут быть надежной основой для дальнейшего бассейнового моделирования отдельных частей Черноморского бассейна и расчетов масштабов генерации и миграции.

В работе защищаются следующие положения:

1. Нефтематеринский потенциал майкопских отложений увеличивается в направлении акватории Черного моря (минимальные значения характерны для Керченско-Таманского прогиба, максимальные для — Западно-Черноморского бассейна).

2. Нижнеолигоценовая часть разреза майкопских пород характеризуется-специфическими геохимическими чертами. Это дает возможность идентифицировать генетически связанные с ними углеводороды.

3. Основной нефтегенерирующей толщей на изучаемой территории являются высокопотенциальные породы нижнего олигоцена.

Фактический материал и личный вклад автора. Образцы л юфтей и глинистых обломков из грязевулканической брекчии отбирались в ходе трех международных научно-исследовательских рейсов на НИС «Профессор Логачев», НИС «METEOR» и НИС «MARIA S. MERLAN» при непосредственном участии автора; Также для решения поставленных задач были отобраны образцы в обнажениях майкопской серии Предкавказья и использован каменный материал и нефти, предоставленные лабораторией органической' геохимии кафедры, а также A.M. Никишиным и A.A. Кичка и компанией «Роснефть».

Были выполнены комплексные геолого-геохимические исследования: определение возраста (51 обр.), пиролиз по методу Rock-Eval (160 обр.), химико-битуминологический анализ (горячая и холодная экстракция, 25 обр.), хроматографический анализ битумоидов и нефтей (15 обр.), хроматомасс-спекгрометрия насыщенной и ароматической углеводородных фракций битумоидов и нефтей (40 обр.). Весь комплекс геохимических исследований для данной работы выполнен автором самостоятельно в лабораториях кафедры и Нидерландского института морских исследований (НИОЗ). Изучение диноцист и определение возраста проводилось Н.И. t

Запорожец в ГИН РАН.

Апробация работы. Основные положения диссертационной работы опубликованы в научных статьях в реферируемых журналах: Organic Geochemistry (2008), Geochimica and Cosmochimica Acta (2008), Геология нефти и газа (2011), Вестник МГУ (Серия 4. Геология) (2011), а также в виде 13 тезисов докладов. Результаты исследований неоднократно докладывались на российских и международных конференциях: Ломоносовские чтения-2007, International Conference and Post-Cruise Meeting of the

Training-through-Research Programme -2007 (Бремен, Германия), International Meeting on Organic Geochemistry — 2007 (Торки, Великобритания), 2009 (Бремен, Германия), ВНИГНИ-2011 и др.

Заключение Диссертация по теме "Геология, поиски и разведка горючих ископаемых", Надежкин, Дмитрий Владимирович

Заключение

В работе выполнена масштабная оценка нефтегазоматеринских свойств майкопских отложений в пределах Центральной и Восточной- части Черноморской впадины. Установлено, что нефтематеринский потенциал майкопских отложений увеличивается в направлении акватории Черного моря (минимальные значения характерны для Керченско-Таманского прогиба, максимальные для — Западно-Черноморского бассейна).

Также отмечены вариации нефтегазоматеринского потенциала пород по разрезу. Наименьшие значения потенциала (81+82<2.5 мг УВ/г породы) свойственны для нижнемиоценовой части майкопских пород на суше, наибольшие (81+82 до 47 мг УВ/г породы) — для нижней части Майкопа в пределах южного склона Большого Кавказа;

Изучение биомаркерного ■ состава алифатической фракции битумоидов майкопских пород показало, что нижнеолигоценовая часть разреза майкопских пород характеризуется специфическими геохимическими чертами. Это дает возможность идентифицировать генетически связанные с ними углеводороды.

Исследование углеводородного состава нефтей из месторождений и нефтепроявлений выявило их генетическую взаимосвязь с органическим веществом высокопотенциальных пород нижнего олигоцена.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата геолого-минералогических наук, Надежкин, Дмитрий Владимирович, Москва

1. Альмендингер О:А., Митюков A.B., Мясоедов Н.К., Никишин А.М. Современные, процессы эрозии и седиментации в Туапсинском прогибе (Черное, море) // Доклады на конференции «Геомодель-2010», Геленджик, 2010.

2. АндреевВ:М;, Казанцев.Р:А., Панаев В.А. Тектоника области сочленения'Кавказа.и Крыма//Тектоника и стратиграфия, вын. 19, Киев, 1981. С. 17-21.

3. Архангельский А.Д. • История образования» нефти: на Северном Кавказе. Москва; . Совнефтепром, 1927.

4. Архангельский А.Д., Страхов H.Mi. Геологическое строение и история развития? Черного моря // Изв. АН СССР, Москва, 1938.

5. Атлас. месторождений;нефти и газа Украины.,Южный нефтегазоносный регион. Том 6, Львов, 1998 (наукр. языке).

6. Баженова 0:К., Фадеева II.IL, Сен-Жермес М.Л., Тихомирова Е.Е. Условия осадконакопления • в восточном океане Паратетис в олигоцене раннем миоцене // Вестник Московского университета. Сер: 4. Геология; № 6,2003.

7. Барг И.М., Иванова Т.А. Стратиграфия и геологическое развитие равнинного Крыма в миоцене // Стратиграфия. Геологическая корреляция. Т. 8, № 3; 2000. С. 83-93.

8. БасовЕ.И. Позднечетвертичный грязевой вулканизм в глубоководной котловине Черного моря. Диссертация' на соискание учёной степени кандидата, геолого-минералогических наук, МГУ, Москва, 1997.

9. Басов Е;И:, Иванов М.К. Позднечетвертичный,грязевой вулканизм вЧерномморе // Литология и полезные ископаемые , №2,1996. С. 215-222. .

10. Белуженко Е.В. Стратиграфия олигоцен-нижнемиоценовых- (Майкопских) отложений Северо-Западного Кавказа//Бюлл. МОИП; Отд. Геол., т. 85, вьш; 4,2010:

11. Большая советская энциклопедия. Советская энциклопедия, Москва, 1969-1978.

12. Булейшвили: Д;А. Геологические предпосьигки открытия- крупных нефтяных месторождений ; в миоценовых отложениях: Восточной! Грузии" // В i сборнике: Вопросы, геологии Грузии,.1964; С375-38Г:'

13. Вахшшя Д.Е., Мгеладзе З.В: Нефтегазоносность. осадочного» чехла-. Грузинской глыбыЗакавкшскоймежгорнойобласти'//Геологаянефти,и;газа,'№4; 2006. . '

14. Вахания Е.К. Геологическое строение Колхидской низменности (в! связи« с нефтсгазоносностыо) / Тр. Груз, отделения ВНИГНИ, сер. 151., Тбилиси, 1973.24. Веб сайт www.agroatlas.ru

15. Галушкин Ю.И. Моделирование: осадочных бассейнов и оценка их нефтегазоносности;. Научный мир, Москва,- 2007. . .

16. Геодекян A.A., Чернова Т.Г., Берлин IO.M. Геохимические; особенности нефтегенерации в майкопских отложениях Центрального и^ Восточного Предкавказья // Геохимия, №7,1985.

17. Геологическая история Черного моря по результатам глубоководного бурения. (Под ред. Непрочнова Ю.П.). Наука, Москва,! 980.28; Геология-СССР: Грузинская: СССР'(под. ред П; Д. Гамкрелидзе). Т. 10, Недра, Москва; 1964:

18. Геология СССР. Крым (под ред. М:В. Муратова). Т. 8,1969:

19. Геология СССР. Северный Кавказ (под. ред. B.JI. Андрущук). Т. 9, Недра, Москва, 1968.

20. Гимпелевич Е.Д. Химический состав битумоидов кайнозойских пород Центрального и Северо-Восточного Предкавказья // Труды ВНИГРИ, № 17,1959.

21. Гинсбург Г.Д., Грамберг И.С., Гулиев И.С. Подводногрязевулканический тип скоплений газовых гидратов // Докл. АН СССР, т. 300, № 2,1988. С. 416-418.

22. Гинсбург Г.Д., Кремлев АН., Григорьев М.Н. Фильтрогенные газовые гидраты в Черном море (21-й рейс НИС "Евпатория") // Геология и геофизика, № 3, 1990. С. 10-20.

23. Гинсбург Г.Д., Соловьев В.А. Субмаринные газовые гидраты. С. Петербург, 1994.

24. Глебов А.Ю., Круглякова Р.П., Шельтинг С.К. Естественное выделение углеводородных газов Черного моря // Разведка и охрана недр, № 8,2001. С. 19-22.

25. Голубничная JT.M. Олигоцен и нижний миоцен. Недра, Москва, 1969.

26. Гончаров В.П., Непрочное Ю.П., Непрочнова А.Ф. Рельеф дна и глубинное строение Черноморской впадины. Наука, Москва, 1972.

27. Горшков A.C. Структура кайнозойских отложений Аджаро-Гурийского района Черноморской впадины // Изв. АН СССР. Сер. Геолог. № 6,1986. С. 103-115.

28. Дистанова JI.P. Условия формирования нефтематеринского потенциала эоценовах отложений бассейнов Крымско-Кавказского ' региона // Вестник Московского университета. Сер. 4. Геология. № 3', 2007.

29. Дистанова JI.P.' Геохимия органического вещества эоценовых отложений : на примере кумской свиты Крымско-Кавказского региона. Диссертация на соискание учёной степени кандидата геолого-минералогических наук, МГУ, Москва, 2007.

30. Запорожец Н.И. Палиностратиграфия и зональное расчленение по диноцистам среднеэоценовых-нижнеолигоценовых отложений р. Белой (Северный Кавказ) // Стратиграфия. Геол. корреляция, т.7, №2, 1998. С. 61-78.

31. Зоненшайн Л.П., Кузьмин М.И., Натапов JI.M. Тектоника литосферных плит территории СССР. Кн. 2. Недра, Москва, 1990.

32. Иванов М.К., Конюхов А.И., Кульницкий JI.M., Масатов- A.A. Грязевые вулканы в глубоководной части Черного моря // Вестник Московского университета. Сер. 4. Геология. № 3, 1989. С. 48-54.

33. Иванов М.К. Фокусированные углеводородные потоки на глубоководных окраинах континентов. Диссертация на соискание учёной степени доктора геолого-минералогических наук, МГУ, Москва, 1999.

34. Иванов М.К., Лимонов А.Ф. Грязевой вулканизм Черного и Средиземного морей. Нефтегазоносные и угленосные бассейны России (под ред. Б.А. Соколова). МГУ, Москва, 1996. С. 205-231.

35. История геологического развития континентальной окраины западной части Черного Моря. (Под ред. Куприна П.Н.), М., Из-во МГУ, 1988,311 с.

36. Козлова Е.В. Нефтегазоматеринский потенциал отложений глубоководных осадочных бассейнов в зонах развития подводного грязевого вулканизма. Диссертация на соискание учёной степени кандидата геолого-минералогических наук, МГУ, Москва, 2003.

37. Коненкова И.Д. Стратиграфическое расчленение олигоцен-миоценовых отложений Равнинного Крыма по фораминиферам. ВИНИТИ, Днепропетровск, 1991.

38. Конюхов А.И., Иванов М.К., Кульницкий JI.M. О грязевых вулканах и газогидратах в глубоководной впадине Черного моря // Литология и полезные ископаемые, № 3, 1990. С.12-23.

39. Кругляков В.В., Круглякова Р.П. Углеводородные газы в донных осадках Черного моря // Разведка и охрана недр, №11, 1994. С. 27-31.

40. Куприн П.Н., Самсонов И.А., Бабак Б.В., Варущенко А.Н., Монахов И.Б., Федоров П.В. Строение и биостратиграфическое расчленение четвертичных отложений шельфа Болгарии // Бюлл. МОИП, Отд. геол., т. 59, вып. 3,1984. С. 31-37.

41. Лазарук Я.Г., Багнюк М.М., Филяс Ю.Г., Федишин Л.И., Петраш Ю.И. Пластовые нефти месторождения Субботина на прикерченском шельфе Черного моря // Нефть и газовая промышленность, № 3,2009 (на укр. языке).

42. Лалиев А.Г. Майкопская серия Грузии. Недра, Москва, 1964.

43. Лимонов А.Фг, Иванов М:К„ Мейснер Л.Б:, Глумов И.Ф., Крылов О .В:, Козлова Е .В. Новые данные о строении" осадочного чехла в прогибе.Сорокина (Черное море) // Вестник Московского университета^Сер.*4. Геология, №3, 1997.

44. Лопатин Н.В., Емец Т.П. Пиролиз в нефтегазовой геохимии. Наука; Москва,.1987.

45. Мейснер А.Л. Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности Туапсинского прогиба1 и вала Шатского. Диссертация на соискание учёной степени^ кандидата геолого-минералогических наук, MI T, Москва, 2010.

46. Мейснер- А.Л. Прогноз i 1 коллекторских свойств геологичесюрс разрезов Туапсинского прогиба: // Тезисы докладов> 2-й Международной конференции «Теория и практика морских геолого-геофизических исследований», Геленджик, 2007.

47. Мейснер Л.Б., Туголесов Д.А. Туапсинский прогиб — впадина с автономной; складчатостью // Геотектоника, № 5, 1998. С. 76-85:

48. Мейснер Л1Б., Туголесов . Д.А., Хахалев . Е.М. Западно-Черноморская грязевулканическая провинция // Океанология, №1; 1996.Cll 19-127.

49. Милановский Е.Е. Геология СССР. Ч. 3. Изд-во МГУ, Москва, 1991.

50. Митюков А.В:, Мясоедов Н.К., Никишин A.M., Альмендингер О.А. Седиментационная модель Туапсинского прогиба (Черное море) // Доклады на. конференции «Геомодель-2010», Геленджик, 2010.

51. Митюшин Н.В., Филонов В.А. Геохимическая связь урана с компонентами рассеянного органического вещества в глинах майкопской толщи (Западно-Кубанский прогиб) // Вестник Московского университета. Сер. 4. Геология. № 2,1957.

52. Муратов М.В. История тектонического развития глубокой впадины Черного моря и ее возможное происхождение // Бюлл. МОИП, отд. геол., т. 30, вып. 5, 1955, С. 27-50.

53. Муратов М.В. Руководство по учебной геологической практике в Крыму. Геология Крымского полуострова. Том 2. Недра, Москва, 1973.

54. Носовский М.Ф. Майкопские отложения-зоны сочленения Равнинного Крыма» и Керченского полуострова// Геологический журнал, № 6, Днепропетровск, 1993.

55. Петриченко Ю.А. Геохимическая характеристика органического вещества майкопской серии Керченско-таманского прогиба // Вестник Московского университета. Сер. 4. Геология. № 6, 2000:

56. Стратиграфия. Геологическая корреляция, том 2, № 5, 1994.

57. Сен-Жермес М., Баженова O.K., Боден Ф., Запорожец Н.И., Фадеева Н.П. Органическое вещество в майкопских отложениях олигоцена Северного Кавказа // Литология и полезные ископаемые, №1,2000. С. 56-73.

58. Сидоренко С.А. Геохимическая характеристика майкопских отложений Восточного и Западного Предкавказья // Геология нефти и газа, №10,1964.

59. Соколов Б.А. Перспективы нефтегазоносности меловых и нижнепалеогеновых отложений Западного Закавказья. Диссертация на соискание учёной степени кандидата геолого-минералогических наук, МГУ, Москва, 1959.

60. Справочник. Нефтяные и газовые месторождения СССР. Книга вторая (под редакцией С.П. Максимова). Недра, Москва, 1987.

61. Стратиграфия СССР. Неогеновая система. Недра, Москва, 1986.

62. Строение и эволюция земной коры и верхней мантии Черного моря, (под редакцией Белоусова В.В., Вольвовского Б.С.). Наука, Москва, 1989.

63. Суслова Э.Ю. Нефгематеринский потенциал юрских и меловых отложений

64. Западного Предкавказья. Диссертация на соискание учёной степени кандидата геолого-минералогических наук, МГУ, Москва, 2006.

65. Терехов A.A., Шимкус K.M. Молодые осадки и надвиговые структуры в Прикрымской и Прикавказской зонах Черноморской впадины // Геотектоника, № 1, 1989; С. 72-79.

66. Туголесов Д.А., Горшков A.C., Мейснер Л.Б. и др. Тектоника мезо-кайнозойских отложений Черноморской впадины. Недра, Москва, 1985.

67. Фадеева Н.П. Рассеянное органическое вещество кайнозойских отложений Западно-Кубанского прогиба. Диссертация на соискание учёной степени кандидата геолого-минералогических наук, МГУ, Москва, 1973.

68. Фадеева Н.П., Козлова Е.В., Пономарева Е. Органическое вещество'майкопских пород прогиба Сорокина // Новые идеи* в геологии и геохимии нефти и газа. Материалы пятой международной конференции. МГУ, Москва, 2001. С. 463-465.

69. Шшоков Е.Ф. Соболевский Ю;В:, Гнатенко Г.И., Науменко ГІ.И, Кутний В.А". Грязевые вулканы Керчепско-Таманской области. Атлас: Наукова думка, Киев, 1986.

70. Щшоков Е.Ф:, Григорьев А.В., Маслун Н.В., Соболевский' Ю:В1, Дёзбастилар-М:К., Пяткова.Д.М., Оровецкий ІО.ІО. Мезозойские и кайнозойские отложения южного континентального склона Черного моря // Геологический журнал, №2,1991.

71. Deep-water cold seeps, sedimentary environments and ecosystems of the Black and Tyrrhenian Seas and the Gulf of Cadiz. Kenyon N.H., Ivanov M.K., Akhmetzhanov A.M., Mazzini A. (Eds.). IOC. Technical series; 72, 2007.

72. Degens E.T., Ross D.A. (Eds.). The Black Sea Geology, Chemistry and Biolog. Am. Assoc. Petrol. Geol. Mem. 20, 1974.

73. Dewey J.F., Pitman W.C., Ryan W.B.F., Bonnian J. Plate tectonics and the evolution of the Alpine system // Geol. Soc. Am. Bull. 84, 1973.

74. Espitalie J. and. Bordenave M.L. Rock-Eval pyrolysis. In: M.L. Bordenave (Editor) Applied Petroleum Geochemistry. Technip ed., Paris, 1993.

75. Finetti I., Bricchi G., Del Ben A., Pipan M., Xuan Z. Geophysical study of the Black Sea area. Bolletino di Geofísica Teórica ed Applicata 30,19881114.' Gagosian?R.B. Hydrographic data from the Black Sea, R.V. Chain 120 Leg 1, WHOI Report, 1975.

76. Hippolyte J.C., Müller С., Kaymakci N., Sangu E. Dating of the Black Sea Basin: new nannoplankton ages from its inverted margin in the Central Pontides (Turkey) // Geological Society, London, Special Publications, 2010. P. 113-136.

77. Initial Reports of the DSDP, Leg 42, v. XLII. Eds. John L. Usher and Peter Supko, 1978. (http://www.deepseadrilling.org/422/dsdptoc.htm).

78. Ivanov M.K., Limonov A.F., van Weering Tj. Comparative characteristics of the Black Sea and Mediterranean Ridge mud volcanoes // Marine Geology, № 132,1996. P. 253-271.

79. Ivanov M.K., van Weering Tj.C.E., Krugljakova R.P. Mud. volcanoes in the Black sea. Second Conference on Gas in Marine Sediments. Abstracts. North Sea Centre, Hirshals, Denmark, 1992. P. 31-32.

80. Kostianoy A.G., Kosarev A.N. (Eds.). The Black Sea Environment. The Handbook of Environmental Chemistry. Vol.5: Water Pollution, Heidelberg, New York. 2008.

81. Kozlova E., Ivanov M., Borhmann G. Free oil hydrocarbons in the maikopian clay from; the Petroleum mud volcano (The Tuapse Trough, Black Sea) // IOC Workshop Report No. 204, Paris, 2007.

82. Meisner A., Meisner L. Geology and Petroleum Potential of Shatsky Ridge (Black Sea) // AAPG Energy Conference and Exhibition, Athens, 2007. P. 43.

83. Menlikli C., Demirer A:, Sipahioglu O:, Korpe L., Aydemir V. Exploration plays in the Turkish Black Sea// The Leading Edge, 2009. Р/1066:

84. Moldowan J.M., Seifert W.K., Gallegos E.S. Relationship between petroleum composition and deposition environment of petroleum source rocks. American Association of Petroleum Geologists Bulletin, 69, 1985.

85. Neotectonics and fluid flow through seafloor sediments in the Eastern Mediterranean and Black Seas Woodside J.M., Ivanov M.K., Limonov A.F. (Eds.) IOC. Technical series; 48,1997.

86. Nikishin A.M., Korotaev M.V., Ershov A.V. Brunei M. The Black Sea basin: tectonic history and Neogene-Quaternary rapid subsidence modeling // Sedimentary Geology, 156, 2003. P." 149-168.

87. Peters K.E., Walters C.C., Moldowan J.M. The biomarker guide. 2nd ed. Cambridge University Press, 2005.

88. Robinson A.G. Regional and petroleum geology of the Black Sea and surrounding-region. Tulsa, Oklahoma, 1997.

89. Robinson A.G., Rudat J.H., Banks C.J., Wiles R.L.F. Petroleum geology of the Blacki < Sea // Marine andPetroleum geology, vol. 13, №2,1996

90. Belt S.T., Robert J.-M., RowlandS.J., Moldowan J.M., Barbanti S.M., Fago F.J., Dcnisevich P:,t

91. Dahl' J., Trindade L.A.F., Schouten S. The rise of the rhizosolenid diatoms // Science 23", 304; 2004a. P: 584-587.

92. SinningheDamsté J.S., Rijpstra W.I.C., Schouten S., Fuerst J.A., Jetten M.S.M., Strous M. The occurrence of hopanoids in planctomycetes: implications for the sedimentary biomarker record // Organic Geochemistry, 35; 2004b. P. 561—566.

93. Volkman J.K., Barrett S.M., Dunstan G.A. C25 and C30'highly branched'isoprenoid alkenes in laboratory cultures of two marine diatoms // Organic Geochemistry, 21, №3, 1994. P. 407-414.

94. Waples D.W., Machihara T. Biomaxkers for Geologists a Practical Guide to the Application of Steranes and Triterpanes in Petroleum Geology. AAPG Methods in Exploration, № 9, The AAPG, Tulsa, Oklahoma, USA, 1991.

95. Yegorova T., Baranova E., Omelchenko V. The crustal structure of the Black Sea from the reinterpretation of deep seismic sounding data acquired in the 1960s // Special Publications. Geological Society, v. 340, London, 2010. P. 43-56.

Информация о работе

Надежкин, Дмитрий Владимирович
кандидата геолого-минералогических наук
Москва, 2011
ВАК 25.00.12

Диссертация

Нефтематеринские свойства майкопских отложений и их роль в нефтегазоносности восточной части Черного моря - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы