Нефтематеринский потенциал юрских и меловых отложений Западного Предкавказья

Суслова, Эллина Юрьевна

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Нефтематеринский потенциал юрских и меловых отложений Западного Предкавказья
ВАК РФ 25.00.12, Геология, поиски и разведка горючих ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Нефтематеринский потенциал юрских и меловых отложений Западного Предкавказья"

! I

На правах рукописи СУСЛОВА ЭЛЛИНА ЮРЬЕВНА У

НЕФТЕМАТЕРИНСКИЙ ПОТЕНЦИАЛ ЮРСКИХ И МЕЛОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ ЗАПАДНОГО ПРЕДКАВКАЗЬЯ

Специальность 25.00.12 - Геология, поиски и разведка горючих ископаемых

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

Москва - 2006

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

Научный руководитель

доктор геолого-минералогических наук, профессор Баженова Ольга Константиновна

Официальные оппоненты:

доктор геолого-минералогических наук, профессор Скарятин Вадим Дмитриевич

кандидат геолого-минералогических наук Пунанова Светлана Александровна

Ведущее предприятие: Российский университет нефти и газа им. И.М.Губкина

Защита состоится «12» мая 2006 года в 14 ч. 30 мин на заседании диссертационного совета Д 501.001.40 при Московском государственном университете им. М.В. Ломоносова по адресу: 119899, Москва ГСП-2, Ленинские горы, МГУ, геологический факультет, аудитория 829.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке геологического факультета МГУ, зона «А», 6 этаж.

Автореферат разослан «12» апреля 2006 г. Ученый секретарь

диссертационного совета

Карнюшина Е.Е.

¿0Q6A

Введение

Актуальность: Территория Западного Предкавказья, в пределах которого выделяют Азово-Кубанский и частично Восточно - Черноморский нефтегазоносные бассейны, административно приурочена к Краснодарскому краю. Это один из крупнейших нефтегазоносных регионов нашей страны, где поисковые работы на нефть и газ ведутся с конца XIX века и на протяжении всего XX века. На современном этапе большая часть месторождений утратили свою рентабельность. Поэтому поиски новых месторождений в старых нефтедобывающих районах, с хорошо развитой инфраструктурой в настоящее время особенно актуальны. Объектами поиска могут быть залежи в глубокопогруженных, менее изученных мезозойских отложениях, как в пределах континентальной части, так и в Азовском и Черном морях. Наличие месторождений нефти и газа в юрских, меловых отложениях, а так же полученные притоки нефти и газа на большей части территории, позволяют рассматривать их, как перспективные. Большой интерес представляют толщи верхне-юрского и мелового терригено - карбонатного комплекса, обнажающегося в пределах южного склона Большого Кавказа и предположительно слагающих нижнюю часть разреза вала Шатского в Черном море.

В Западном Предкавказье были выполнены наибоее ранние работы по изучению нефтематеринских свит. Геохимические исследования органического вещества (OB) пород и нефтей мезозойских отложений проводились многими исследователями (А.Я. Архипов, Т.А Ботнева, Болотов E.H., А.Н.Бочкарев, Н.Б. Вассоевич, A.A. Геодекян, Д.В. Жабрев, С.Т.Коротков, Ю.И. Корчагина, Е.С. Ларская, Т.Б. Микерина, Г.П. Парпарова, JI.A. Польстер, С.А. Пунанова, В.И. Ручнов, В.Н.Сергеева, С.А Сидоренко, Скарятин В.Д., Б.А.Соколов, Н.М.Страхов, Н.П. Фадеева, В.А. Чахмачев и др.). По южному склону Кавказа геохимические исследования с применением современных методов, включающих пиролиз, газожидкостную хроматографию и хроматомасс-спектрометрию, проводятся впервые.

Цель работы: Основная цель данной работы - определение основных геохимических параметров нефтематеринских пород юрских и меловых отложений Западного Предкавказья с использованием современных геохимических методов, а так же условий формирования их нефтематеринского потенциала (НМЛ) и его реализации.

В работе проведена сравнительная оценка перспектив нефтегазоносности по критериям генерации. Для осуществления поставленной цели необходимо было

решить следующие задачи:

гос. HAJJ ИОНАЛЬНАЛ.'

1. Определить характер распределения основных геохимических параметров (Сорг, ХБА, р, генетического потенциала, УВ состава битумоидов, включая биомаркеры);

2. Рассмотреть условия формирования нефтематеринского потенциала и реконструировать палеогеографические и геохимические обстановки седиментации.

3. Определить уровень катагенетической зрелости выделенных нефтематеринских толщ; восстановить условия и время реализацчи нефтематеринского потенциала.

4. Дать качественную и количественную оценку перспектив нефтегазоносное™ по критериям генерации УВ.

Научная новизна работы: На основании комплексного изучения юрских и меловых отложений, а также меловых нефтей Западного Предкавказья проведена сравнительная оценка НМП ОВ и пород разных стратиграфических подразделений юры и мела в различных районах Западного Предкавказья. Установлено, что в верхнеюрских и верхнемеловых отложениях есть нефтематеринские (НМ) породы, которые ранее не выделялись - наиболее повышенный потенциал свойственен локально распределенным толщам титона и сеномана.

Накопление осадков в разных районах происходило в нормальном морском бассейне, с преимущественно водорослевым ОВ и с различной примесью континентального органического материала, что подтверждается характером распределения алкановых и полициклических УВ масляной фракции ОВ. Основным продуцентом в морях был фитопланктон, в меньшей степени фитобентос. Максимальное влияние суши отмечено в ОВ среднеюрских отложений Кавказа (разрез р. Мзымта, Адлер, Красная Поляна) и в северной части Восточно-Кубанской впадины (Константиновская площадь). Неустойчивая динамика вод и сложная морфология дна бассейна обусловили формирование разнообразных окислительно-восстановительных обстановок в осадке и, как следствие, большой диапазон диагенетических потерь ОВ. Результатом этого является крайне неравномерный (пятнистый) характер распределения ОВ и генерационного потенциала в пределах одновозрастных НМ горизонтов. Так, например, для одних и тех же литотипов пород выделены локальные участки в титонских и сеноманских отложениях, в которых значения Сорг и генетического потенциала отличаются на порядок и выше. Региональные особенности геологического развития региона в большей степени предопределили характер накопления ОВ, вследствии чего глобальные эпохи углеродистого накопления (конец титона и Oceanic Anoxic Events-2), приуроченнное к концу сеномана

проявились локально; они фиксируется главным образом в пределах южного склона Кавказа.

Юрские нефтематеринские отложения преобразованы до уровня не менее чем среднего мезокатагенеза (МК2-МК3), большая их часть уже прошла главную зону нефтеобразования (ГЗН) и в основном реализовала свой НМЛ на жидкие УВ; меловые (альбские) отложения находятся на уровне не ниже МК| что подтверждается данными органической геохимии и значениями отражательной способности (ОС) витринита. Преобладающие низкие значения водородного индекса НК100 мгУВ/гСорг, установленные в юрских и меловых НМ отложениях, характеризуют остаточный потенциал ОВ, который изначально был значительно выше в 2-5 раз. Стерановые показатели зрелости, хорошо согласующиеся с данными пиролиза и с ОС витринита, также указывают на достаточную преобразованность рассматриваемых отложений. Наиболее высокая степень зрелости ОВ, отвечающая главной фазе газообразования, отмечается для нижнесреднеюрских (Кавказ) и среднеюрских отложений (Хадыженский район).

В подавляющем большинстве нижнемеловые отложения отнесены к категории нефтепроизводящих с повышенным нефтегазоматеринским потенциалом, а нижне-среднеюрские, к категории нефтепроизводивших. В количественном отношении наибольший вклад в генерации жидких УВ внесли юрские и меловые отложения осевой части Индоло-Кубанского прогиба и Восточно-Кубанской впадины.

Практическая значимость: В работе проведена сравнительная оценка НМЛ ОВ и выявлено, что наиболее высокий потенциал свойственен линзам титона и сеномана, распространенным локально. Показано, что в большинстве нижнемеловые отложения отнесены к категории нефтепроизводящих, а нижне-среднеюрские - к категории нефтепроизводивших; оценены масштабы генерации жидких УВ юрскими и меловыми отложениями Западного Предкавказья. Установлено генетическое сходство меловых нефтей с материнской толщей нижнего мела.

Апробация работы: Основные положения диссертации изложены в трех статьях и 3 тезисах, а также доложены на третьей Всероссийской студенческой конференции в. (г. Саратов 2002 г), Ломоносовские чтения (г. Москва, МГУ 2003 г.), на конференции молодых ученых (г. Москва, ГИН 2004 г).

Анатолием Михайловичем и зав. отделом региональной геологии НИПИОкеангеофизика (Краснодарский край, г. Геленджик) Мейснером Леонидом Борисовичем.

Объектами аналитических исследований явились менее распространенные темноцветные разности пород, которые были отобраны из скважин, вскрывших мезозой в пределах Восточно - Кубанской впадины, Адыгейского выступа, Западно-Кубанского и Керченско - Таманского прогибов, а также из обнажений Западного Предкавказья и Западного Кавказа (рис.1). Были выполнены определения содержаний Сорг - 70 образцов и TOC - 111 образцов, пиролиз пород по методу Рок-Эвал -111 образцов, химико-битумологический анализ (горячая и холодная экстракция -37образцов), хроматогафический анализ - 37 образцов, хроматомасс-спектрометрия - 20 образцов. Большая часть анализов выполнена в лабораториях кафедры геологии и геохимии горючих ископаемых. Пиролиз пород проведен в ООО «Недра» (г. Ярославль) научным сотрудником Д.Л.Кузьминым и во ВНИГНИ (г. Москва) Хроматомасс - спектрометрические исследования выполнены в МГУ (руководитель - старший научный сотрудник кандидат геолого-минералогических наук Абля Э.А) и в Институте геологии Коми филиала Уральского отделения РАН старшим научным сотрудником Д.А. Бушневым.

Объем и структура работы: Диссертация общим объемом 145 страницы состоит из введения, 5 глав и заключения, содержит 32 рисунка, 16 таблиц. Список литературы содержит 88 наименований. Диссертация выполнена на кафедре геологии и геохимии горючих ископаемых геологического факультета МГУ.

Автор выражает глубокую благодарность научному руководителю доктору геолого-минералогических наук, профессору O.K. Баженовой, старшему научному сотруднику, кандидату геолого-минералогических наук Н.П. Фадееве й, сотрудникам лаборатории органической геохимии Г.Ф. Артамоновой, В.В. Мальцеву, И.М. Натитник, Е.В. Соболевой, всем преподавателям и сотрудникам кафедры геологии и геохимии горючих ископаемых МГУ, консультациями которых пользовался автор на протяжении всего времени обучения, а так же научному сотруднику Д.А Кузьмину (ООО «Недра» г. Ярославль) и Д.А Бушневу (ИГ Коми филиал Ур.От. РАН). Помощь при проведении полевых работ оказывали кандидаты геолого-минералогических наук Л.Б. Мейснер, Т.Б. Мейснер (г. Геленджик), А.М Никишин (г. Москва), Т.Б. Микерина 'г. Краснодар), которым автор выражает искреннюю признательность.

Основные тектонические элементы:

I - Ростовский выступ; II - Каневско-Березанский вал; III - Тимашевская ступень; IV - Западно-Кубанский прогиб; V - Складчатое сооружение Большого Кавказа; VI - Восточно- Кубанская впадина, УП-Адыгейский выступ; VIII-Керчено-Таманский прогиб (Северо-Таманский вал); IX - Ставропольский свод. 1-3 - Обнажения, где были отобраны образцы: 1 - Район Новороссийска, 2 -Южный склон Большого Кавказа, дорога Туапсе - Геленджик; 3 - разрез р. Мзымта, Адлер, Красная Поляна;

4-37 - нефтегазоносные площади: 4 - Кучугуры; 5 - Запорожская; 6 -Таманская; 7 - Фонталовская; 8 - Куколовская; 9 - Псифская; 10 - Джигинская;

II - Глубокий Яр; 12 -Ново - Дмитриевская; 13 - Генеральская; 14 -Ширванская; 15 - Победа; 16 -Хадыженская; 17 - Западно - Нефтегорская; 18 -Северо - Кутаисская; 19 - Майкопская; 20 -Лесная; 21 - Тульская; 22 -Дагестанская; 23 - Баракаевская; 24 - Чайкинская; 25 - Армавирская; 26 -Темиргоевская; 27 - Трехсельская; 28 - Соколовская; 29 - Южно - Советская; 30 - Восточно - Гиагинская; 31 - Рыбасовская; 32 - Константиновская; 33 -Медведковская; 34 - Курджипская; 35 - Каневская; 36 - Каневско -Некрасовская; 37- Березанско - Некрасовская.

Рис.1. Схема расположения изученных площадей Западного Предкавказья

Глава 1. Геологическое строение.

С точки зрения геологического строения рассматриваемый район представляет собой крупную зону прогибания, состоящую из разнообразных структур. В его пределах выделены региональные тектонические элементы -Индоло - Кубанский прогиб (ИКП), объединяющий Керченско - Таманский и Западно- Кубанский прогибы (ЗКП), горно-складчатое сооружение Большего Кавказа, а также элементы Скифской плиты - Восточно-Кубанская впадина (ВКВ), Адыгейский, Тимашевский выступы, Каневско - Березанская система поднятий. На севере регион граничит с Ростовским выступом Украинского кристаллического щита, на востоке граница проходит по Сальскому выступу и наиболее приподнятой части Ставропольского свода, в южной части свода она поворачивает на восток вдоль оси Невинномысского поднятия и, огибая Беломечетскую синклиналь, выходит на Минераловодский выступ и северный склон Кавказа. С юга и юго-запада район ограничен Черным морем, с северг -запада - Азовским. В структурном плане выделяют основание бассейна (фундамент) и осадочный чехол. Фундамент бассейна гетерогенный, осадочный чехол, представлен мезозойскими и кайнозойскими породами, с общей мощностью до 13 км.

1.1 Стратиграфия.

ЮРСКАЯ СИСТЕМА. Отложения юрского возраста представлены всеми тремя отделами, которые несогласно залегают на породах фундамента и триаса. Отложения нижнего отдела и ааленско - батские образования среднего отдела вскрыты на ряде площадей Скифской плиты и выходят на поверхность в пределах южного склона Кавказа, где они представлены карбонатно-терригенными породами с преобладанием глинистой составляющей. На территории Западно-Кубанского и Керченско-Таманского прогибов они предположительно слагаются терригенными отложениями, суммарной мощностью от 1,5 до 3,5 км; по геофизическим данным глубины залегания подошвы нижней юры в осевой части Керченско -Таманского прогиба достигают 12 км. (Объяснительная записка к стратиграфии, 1973). Отложения келловейского яруса (средний отдел) и верхнего отдела вскрываются скважинами на территории Скифской плиты и юго-восточного борта Западно-Кубанского прогиба, а так же обнажаются в пределах южного склона Кавказа. Они представлены пелитоморфными известняками с прослоями глин, мергелей, песчаников и алевролитов. На территории Восточно - Кубанской впадины и в пределах северного склона Кавказа это преимущественно темно-серые и черные известняки с рифостроящими известняками, датируемые поздним оксфордом. В Восточно-Кубанской впадине образования киммериджского яруса, нижнего и среднего подъярусов титонского яруса представлены мощной толщей солей и

ангидритов с прослоями пестроцветных глин, а верхнего подъяруса титонского яруса светло-серыми карбонатно-терригенными отложениями, в которых локально темноцветные линзы мергелей и глин.

МЕЛОВАЯ СИСТЕМА Отложения представлены всеми отделами, которые несогласно залегают на разновозрастных образованиях мезозоя. На поверхность отложения выходят в разрезах северного и южного склона Кавказа и вскрываются скважинами в пределах складчатого борта Западно-Кубанского прогиба и Скифской плиты. Доаптские (неокомские) и аптские отложения распространены практически повсеместно. В Керченско-Таманском прогибе древними вскрытыми отложениями мезозоя являются породы альба. Предположительно, они слагаются терригенными отложениями, суммарной мощностью от 1,5 до 3,5 км; по геофизическим данным глубины залегания подошвы неокома достигают 7 - 7,5 км. (Объяснительная записка к стратиграфии, 1973).

Разрез нижнего отдела состит из карбонатно-терригенных образований с толщами темно-серых и черных глин, с многочисленными фаунистическими остатками и включениями диабазов в пределах Тимашевской ступени и восточного борта Восточно-Кубанской впадины. Отложениям альбекого яруса характерно присутствие базального горизонта глауконитовых песчаников.

Отложения верхнего отдела представлены серыми и светло-серыми известняками и мергелями, в которых подчиненное положение занимают терригенные породы. В сеноманском разрезе южного склона Кавказа локально распространены линзы почти черных мергелей и глин 1.2. Современная структура.

Современный геотектонический план Западного Предкавказья представлен разновозрастными структурами (рис.1). В строении его тектонических элементов выделяются палеозойский основание (фундамент) и мезозойско-кайнозойский чехол. Основными структурами фундамента явлются Карташаевское поднятие (центральная часть Восточно-Кубанской впадины) и Динской вал (восточная часть Тимашевского выступа), который прослеживается и в мезозойских отложениях. (Чередеев и др., 1972).

По нижне-среднеюрскому терригенному комплексу выделяются Соколовский выступ с Мавринским поднятием, Беломечетская тектоническая депрессия, Спокойненский выступ, Бесскорбненское и Южно-Советское поднятия (Восточно-Кубанская впадина), Майкопская антиклинальная зона (Адыгейский выступ). Западно-Кубанский прогиб по данному комплексу имеет субширотное простирание, в осевой части которого развит погребенный Шапсуго-Апшеронский вал (Бурштар, 1972).

Для верхнеюрских и меловых отложениий Адыгейского выступа, Западно-Кубанского прогиба и бортовых частей Восточно-Кубанской впадины

характерно развитие мощных барьерных рифов (Ширванское, Безводненское, Хадыженское поднятия). Для Восточно-Кубанской впадины так же характерно развитие соляной тектоники. В меловом карбонатно-терригенном комплексе выделяются Темиргоевский, Юбилейный выступы (Восточно-Кубанская впадина), Новодмитриевская, Калужская, Восточно-Хадыженская, Западно-Нефтегорская куполовидные складки (Западно-Кубанский прогиб), и Таманское, Запорожское, Фонталовское локальные поднятия (Керченско-Таманский прогиб).

В пределах Скифской платформы палеоген-неогеновый комплекс характеризуется моноклинальным строением, а в Индоло-Кубанском прогибе он залегает на меловых с большим угловым несогласием и характеризуется интенсивным развитием диапировой складчатости и грязевого вулканизма. Таким образом, рассматриваемый регион в тектоническом отношении занимает промежуточное положение - он охватывает часть эпигерпинской Скифской плиты и альпийского складчатого сооружения Большого Кавказа, т.е. представляет собой переходную область между типичной платформой и складчатым сооружением, что определяет его сложное тектоническое строение.

1.3. Нефтегазоносность.

С точки зрения нефтегеологического районирования, территория Западного Предкавказья приурочена к Азово-Кубанскому и частично Восточно-Черноморскому нефтегазоносным бассейнам (НГБ). По классификации В.Е.Хаина Азово-Кубанский НГБ относится к периконтинентально - орогенному, а Восточно - Черноморский НГБ к межконтинентальному (коллизионному) типам (Баженова и др., 2005).

В Азово-Кубанском НГБ нефтегазоносность установлена как в пределах континентальной, так и экваториальной частей (Азовское море), диапазон нефтегазоносности охватывает интервал от триаса до плиоцена включительно. В пределах Скифской плиты и Западно-Кубанском прогибе нефтегазоносны юрские и меловые отложения. Месторождения содержат от одного до пяти залежей пластово - сводовые и структурно - литологического типов. (Восточно-Кубанский газо - нефтеноносный район, Каневско-Березанский, Майкопский газоносные районы и Западно - Кубанская нефтегазоносная область). На территории Керченско-Таманского прогиЗа продуктивны только меловые отложения (Керченско-Таманская нефтегазоносная область). Месторождение однопластовое, тип залежи литологический, ловушки тектоническо-экранированные, газоносны кампан-маастрихтские глинистые известняки (Бурлин, Орел, 2001).

В Восточно-Черноморском НГБ небольшие месторождения углеводородов (УВ) в меловых отложениях открыты только в пределах суши (Дообское,

Прасковейское, и др.). Месторождения одно-двухпластовые. Продуктивны нижнемеловые песчаники и сеноманские известняки. В то же время в меловых и юрских отложениях континентальной и морской частях бассейна (южный склон Большого Кавказа, Западная Грузия, Восточные Понтиды) зафиксированы многочисленные нафтидо-, газопроявления, что позволяет рассматривать их как перспективные с точки зрения нефтегазоносности.

Глава 2. Нефтематеринский потенциал и методы его изучения.

2.1 Понятие о нефтематеринском потенциале.

Нефтематеринский потенциал это способность пород генерировать то или иное количество микронефти. Нефтематеринский потенциал ОВ или керогена (Пнмов) является функцией его молекулярной структуры, которая определяет способность ОВ образовывать в процессе катагенеза большее или меньшее количество нефтяных УВ (В.А.Успенский, Х.Хедберт, Н.Б. Вассоевич и др.) Потенциал породы определяется содержанием ОВ, потенциал свиты - объемом пород, обогащенных ОВ.

2.2 Методы определения нефтематеринского потенциала.

Для определения содержания ОВ и его состава использовались люминесцентный и химико - битуминологический анализы, включающие определение содержания Сорг. и битумоидов:состав и идентификации УВ-биомаркеров осуществлялись методами газожидкостной хроматографии и масс-спектрометрии (с использованием эталонных смесей нефтяных биомаркеров). Для одновременной оценки генетического потенциала пород, типа керогена и определения степени зрелости использовался стандартный метод пиролиза Rock -Eval.

Глава 3. Геохимическая характеристика нефтематеринских толщ 3.1. Юрские отложения.

Нижне-среднеюрские отложения. Исследовались отложения, обнажающиеся в пределах юго-восточной части южного склона Кавказа (район Адлера - Дагомыса). Геохимические показатели для всех литотипов плинсбау -ааленского возраста сходные: содержания Сорг, хлороформенного битумоида (ХБА, %), значения битумоидного коэффициента - р (ХБА/Сорг*100%), величины генетического потенциала (Si4^) и водородного индекса HI (S2/Copr* 100%), отражающего потенциал ОВ, невысокие: Сорг = 0,6 - 0,8 %; ХБА =0,007 - 0,052 %; (S,+S2) = 0,4 -1,8 кг УВ/т породы; (3=1-5 %; HI = 60 -85 мг УВ/г Сорг. Высокая плотность пород (2,53 - 2,62 г/см3) и низкая степень битуминизации ОВ указывают на уровень катагенеза не ниже МК3 - МК4; очевидно невысокие значения HI в данном случае являются показателями высокой степени преобразованное™, а не тапа ОВ.

Среднеюрские отложения. Изучались глинистые разности пород южного склона Кавказа (район г. Новороссийска и Адлера - Сочи): содержание Сорг равно 0,1 1,6 %; (8,+82) = 0,4 - 1,6 кгУВ/ т породы; Н1 = 24 - 139 мг УЬ/г Сорг. Диапазон ХБА % 0,007 + 0,01%; [3=1,2-14% указывают на наличие битумоидов близких к исходным и остаточных. Уровень преобразованное™ отвечает градации МК2-МК3. Это подтверждается и высокими значениями Тмах пиролиза - 445 + 453 °С. Для отложений Хадыженского нефтегазоносного района (юго-восточная часть Западно-Кубанского прогиба) характерны следующие показатели: С орг = 0,4 + 0,9%; (Б^) = 0,2 кг УВ/ т породы; Н1 = 44 -ПО мгУВ/г С орг; ХБА = 0,002 - 0,004 %; |3 = 2 -1- 5 %. Приведенные данные характеризуют потенциал пород и ОВ, как остаточный, т.е. толщи прошли ГЗН. Эти хорошо согласуется с данными ОС витринита: Я*=9,2 -9,5 %, что соответствует градации катагенеза МК4.

В байос-батских аргиллитах Адыгейского выступа содержания Сорг составляет 0,8 - 1,6 %; углеводородные и битумоидные показатели не высоки: ф^) = 0,7 + 0,9 кг УВ/г породы; Н1 =82 кгУВ/т Сорг; ХБА = 0,005 - 0,04 %; (3 = 1 + 1,6 %; ОС витринита (11'= 7,5 - 8,5%), что отвечает градации МК2. Низкие значения указанных параметров пород, находящихся в ГЗН, являются свидетельством значительной примеси континентального ОВ, которая снижгет потенциал пород и ОВ. Для сходных литотипов Каневско - Березанского вала, но более преобразованных, (11*=8,0 -9,1%) значения С орг = 0,6-5-1 %; (8|+82) = 0,7 + 0,8 кг УВ/т породы; Н1 = 72 мг УВ/г; ХБА = 0,002 + 0,006 %; Р = 0,6 - 4,8 %. Отложениям келловейского песчано-глинистого комплекса Восточно-Кубанской впадины присущи следующие геохимические параметры: в глинах Сорг = 0,6 -1,7 %, Н1 = 70 мг УВ/г, ХБА = 0,01 до 0,04 %, р = 0,8 - 7,1 %; в песчаниках Сорг = 1,9 - 2,5 %, ХБА = 0,156 + 0,56 %, (3 =1 - 11 %. По данным ОС витринита =7,3 - 8,1%, они находятся в ГЗН и, судя по повышенным значениям (3, потенциал их реализован не полностью.

Верхнеюрские отложения. В оксфордских глинах и аргиллитах, отобранных из скважин Хадыженского нефтегазоносного района, содержание Сорг изменяется от 0,9 до 1,8 %, ХБА = 0,031 + 0,04 %, (3=1-4 %. Показатели ОС витринита (Я" = 8,2 - 8,5%) соответствуют градации МК2. В титонских темноцветных глинистых известняках, обнажающихся в районе Адлера, Сорг = 0,2 - 1,2 %, (81+82) - 0,5 + 4,5 кг УВ/т породы, Н1 = 85 + 356 мг УВ/г Сорг, Тмах = 448 °С. Эти показатели указывают на различные типы ОВ и степень его преобразованности, которая отвечает максимуму ГЗН. Таким образом, даже в пределах одного участка южного склона Кавказа геохимические параметры ОВ в титонских известняках, находящихся в изостадиальных условиях, сильно

отличаются, что свидетельствует о их резко различном исходном НМП. Для верхнеюрских глин и аргиллитов, отобранных из скважин Восточно-Кубанской впадины и Каневско-Березанского вала, содержание Сорг и значения ХБА, ($ варьируют в широких пределах: 0,3 ^ 2,5 %, 0,0003 0,2 %, 0,1 + 14 %, соответственно. Повышенные концентрации Сорг (более 1,5 %) отмечаются в титонских глинах преимущественно в южной части Восточно-Кубанской впадины (Южно - Советская площадь). Значения показателей ХБА = 0,03 + 0,2 % и р = 2 - 8 % в них указывают на сингенетичную природу битумоидов. В песчаниках и алевролитах, отобранных из тех же разрезов, концентрации Сорг и ХБА значительно ниже: 0,3 + 0,4 % и 0,000625 - 0,0025 %, соответственно. Большой диапазон значений Р (0,5 + 11 %) характерен для отложений, находящихся в середине ГЗН (Ю = 7,4 - 8,4%), указывает как сингенетичную природу битумоида, так и на его остаточный характер.

В юрских отложениях идентифицируются н-алканы ряда С1() - С37. Для них характерно двумодальное распределение У В с максимумами как на алканах См и С22 так и на С29• Генетический показатель отношение пристана к фитану (Рг/РЬ) варьирует от 0,6 до 1,4. На диаграмме Кенанна - Кассоу ОВ попадает в основном в поле смешанного ОВ, а так же сапропелевого ОВ. Так в поле сапропелевого ОВ попадают нижне-среднеюрские отложения южного склона Кавказа, верхнеюрские (оксфордские) отложения Восточно-Кубанской впадины, в которых отмечается преобладание четных алканов и невысокие значения Рг/РЬ = 0,5-0,8). Углеводородные показатели зрелости указывают, что наиболее преобразованными являются нижне-среднеюрские отложения южного склона Кавказа: Рг/пС, 7=0,1 ;Р1т/пС 0,1.

По характеру распределения полициклических углеводородов юрское ОВ имеет в целом единую генетическую природу. Типичное распределение стеранов (С27:С28:С29 =31:37:32), отношения стеранов (С28/С29= 0,5 + 1), низкие отношение трициклических к пентациклическим (три/пента = 0,03 - 0,05) характерны для отложений нормального морского бассейна, с различной долей терригенной составляющей, где основным биопродуцентом служил морской фитопланктон. Согласно стерановым индексам зрелости: К1 [в/ф+Я) ] = 0,4 ■: 0,56 (Нш 0,55); К2 = 0,6 - 0,62 (Нш 0,62); К3 =0,6 ^ 0,8 (Нш 0,86); С29 (<НаЛ^) = 0,2 наиболее преобразованными являются нижне - среднеюрские и среднеюрские отложения

3.2 Меловые отложения.

Неокомские отложения. В пределах южного склона Кавказа и Западно-Кубанского прогиба на фоне преобладающих содержаний ОВ (мода Сорг 0,5 - 1 %) повышенные его значения отмечаются в глинах юго-восточного борта Западно-Кубанского прогиба: модальные и средние значения Сорг выше

кларкового (1,2 - 1,8 %); при этом величины генетического потенциала пород и ОВ невысокие (Si+S2) до - 1,3 кг УВ/т породы; Н1 = 78-127 мгУВ/г Сорг; Тмах-439 °С (Хадыженский район). В разностях, обогащенных Сорг, значения ХБА от 0,001 до 0,02 %, р - от 0,8 до 4,3 %, что указывает на сингенетично - остаточную природу битумоидов. Для песчаников и алевролитов значения Сорг определены в интервале 0,6 - 1,9 % максимальное содержание Сорг отмечается в песчаниках Хадыженского района. Большой диапазон содержания ХБА = 0,092 - 0,67 % и р =

3.3 -30 % указывает на присутствие смешанных битумоидов.

В пределах платформенной части в неокомских глинах и аргиллитах Сорг равно 1 -2,8 %, отложения находятся в ГЗН. Максимальные значения характерны для темно - серых некарбонатных аргиллитов юго-восточной части Восточно-Кубанской впадины, степень преобразованности которых отвечает градации МК3 (Южно-Советская площадь). Повышенные концентрации ОВ отмечаются в аргиллитах южной части Каневско - Березанского вала - Сорг = 2,3 %; меда значений ХБА % - 0,04 - 0,06; р от 0,1 до 4,7 % (Микерина Т.Б., 1998). Данные значения для отложений, находящихся в максимуме ГЗН, указывают на их невысокий потенциал на жидкие УВ и повышенный - на газовые УВ.

Аптские и альбекие отложения. В пределах складчатого борта в пелитовых разностях, находящихся в ГЗН, значения Сорг варьируют от 0,01 % до 2,7 %, (S|+S2) - 0,3 - 0,4 кг УВ/т породы, HI - 50 - 70 мг/УВг Сорг. Максимальные значения Сорг = 2,7 % отмечаются в альбеких глинах Западно-Кубанского прогиба, находящихся на градациях МКГМК2, (Ново - Дмитриевская площадь). В обнажениях аптские и альбекие глинистые разности характеризуются следующими значениями:Сорг = 0,18 - 1,7 %, (Si+S2) - 0,5 - 0,97 кгУВ/т породы, HI - 36- 206 мг УВ/г Сорг, Т мах - 437 - 448 °С. В разностях, обогащенных Сорг, значения ХБА - 0,0058 - 0,278 %, р - 4,8 - 20 %, что указывает на преимущественно сингенетичную природу битумоидов с незначительной примесью эпигенетичного.

В отложениях Восточно-Кубанской впадины и Каневско - Березанского вала содержания Сорг = 0,25 % - 4,11%, (мода Сорг - больше 1%), (Si+S2) - 0,43,2 кг УВ/т породы (Микерина Т.Б., 1998). Максимальные значения Сорг и величин генетического потенциала приурочены к темноцветным альбеким глинам Каневско - Березанского вала, темноцветным глинистым разностям апта западной части Восточно-Кубанской впадины, которые находятся в ГЗН (R" =

7.4 - 8,4%,). Для них характерны низкие значения ХБА (0,072 - 0,1 %) и Р (1,9 -2,6 %), что указывает на сингенетично - остаточную природу битумоидов.

В УВ составе синбитумоидов нижнемелового комплекса идентифицируются алканы ряда Сю - С33, характерно, как двумодальное (с максимумами на четных С18 и C2g и нечетных алканах С29), так и одномодальное

с максимумами на С18, реже на Си В терригенных разностях отношения Рг/РЬ изменяется в широких пределах 0,95 -5,3;. повышенные значения (Рг/РЪ = 5,3) отмечаются в неокомских глинах Хадыженского района, что являемся показателем заметной примеси континентального ОВ. Равномерный характер распределения стеранов свидетельствуют о морском генезисе исходного ОВ с примесью терригенной составляющей. Углеводородные показатели зрелости битумоидов нижнемеловых отложений (Рг/ пСп = 0,4-0,5; РЪ/пС^ =0,2-0,6; Кл =0,3-0,6) отвечают ГЗН.

Верхнемеловые (сеноманские) отложения. Для глин, отобранных из скважин Западно-Кубанского прогиба (Крымско - Варениковский район и Северо-Таманский вал) геохимические показатели не высоки: Сорг 0,02 - 0,4 %; (81+82) = 0,4 кгУВ/т породы; Н1 - 76 мг УВ/г Сорг; фоновое содержание ХБА % изменяется от 0,007 до 0,01 %, р = 2 - 7 %. В разрезах Западно-Кубанского прогиба встречены толщи мергелей, с относительно повышенными содержаниями Сорг (до1,8 %), но с невысокими значениями (81+82) = 0,4 кг УВ/г породы и Ш =115 УВ/г Сорг, что позволяет рассматривать их как отложения с низким НМЛ. В глинистых разностях обнажений западного склона Кавказа содержания Сорг варьируют очень резко: 0,3- 10 %; еще более резко изменяются значения генерационного потенциала пород - (81+82)—0,4 - 72 кг УВ/т породы и Н1 - 116 - 691 мг УВ/г Сорг (Тмах - 425 - 438 °С). Повышенные значения НМП являются максимальными для всего рассмотренного мезозойского разреза и они приурочены к локально распространеным глинам (район г. Туапсе), находящимся в ГЗН. В пределах Скифской плиты в сеноманских глинах, вошедших в ГЗН, наиболее обогащенные ОВ отложения приурочены к южной части Адыгейского выступа (Сорг = 0,7 - 1,8 %) и Восточно-Кубанской впадины (Сорг = 0,96 -2%) (Болотов Е.Н., 1977). Содержание ХБА в глинах и аргиллитах составляет от 0,00012 - 0,04 %; оно возрастает по направлению к южной части Адыгейского выступа и Восточно-Кубанской впадины. Значения р не превышает 1-2 %. Столь незначительная битуминозность глин и ОВ пород, находящихся в условиях ГЗН, очевидно, связана с преобладанием гумусового типаОВ.

В синбитумоидах ОВ сеноманского комплекса отмечается двумодальное распределение н- алканов с максимумами на Сп ( основной максимум) и на С2д, отношения Рг/РЬ =0,8-1,7. Распределение стеранов С27:С28'С29 для глин 33:31:35, для песчаников 34:38:24, для известняков 30:31:38 показывает, что верхнемеловые отложения накапливались в нормальном морском бассейне со значительной долей терригенной примеси.

4.2. Условия формирования нефтематеринского потенциала.

Накопление юрских и меловых отложений происходило в условиях морского бассейна, что подтверждается характером распределением алкановых и полициклических УВ. Главной питающей провинцией являлся Ростовский выступ. Основным продуцентом в морях был преимущественно фитопланктон, который является источником керогена с повышенным нефтематеринским потенциалом. Однако в данном регионе доманикитные фации отсутствуют, что обусловлено действием разных факторов. Высокие скорости накопления осадков (до 35 см/1000 лет и более) с одной стороны, содействовали быстрому выводу ОВ из зоны аэробного окисления, предотвращая тем самым его разрушение, но с другой - способствовали «разубожеванию» органического материала и препятствовали формированию доманикитных концентраций: при большом диапазоне концентраций медиана значений Сорг составляют для юрской 1,5-1,6 % и 1-2 % для нижнемеловой НМ толщ. Разнообразие палеогеоморфологических обстановок и неустойчивая динамика вод в бассейнах осадконакопления, обусловили формирование разнообразных окислительно-восстановительных обстановок в осадке и в результате определили неравномерный (пятнистый) характер распределения ОВ и генерационного потенциала в пределах одновозрастных нефтематеринских горизонтов Позднеюрский (титонский) этап накопления сапропелевого ОВ и Океаническое бескислородное событие -2 (Oceanic Anoxic Events-2, Найдин и др., 1994) в данном регионе проявились только в пределах отдельных участков бассейна, которые представляли локальные впадины с застойным режимом вод и восстановительными, а также резко восстановительными обстановками. В результате пределах южного склона Кавказа отмечаются локальные участки с очень высокими значениями генетического потенциала (S1+S2) до 4,5 кг УВ/т породы (титонские глинистые известняки в районе Адлера) и (S1+S2) до 72 кг УВ/т породы, (сеноманские глины в районе Туапсе).

Таким образом, в юрское и меловое время в пределах Западного Предкавказья были накоплены нижне-среднеюрские, среднеюрские, неокомские, апт-альбские и сеноманские нефтематеринские толщи, относительная роль которых в конкретных районах различна.

Глава S. Условия реализации нефтематеринского потенциала.

5.1. Геотермический режим

Геотермический режим бассейна определяется целой группой факторов, главнейшим из которых являются кондуктивный перенос внутреннего тепла Земли.

Анализ изменения геотермического режима Западного Предкавказья показывает, что он в основном контролируется тепловым полем Кавказа

(Истратов, 2003). Максимально прогретым районами являются Хадыженский участок (величина геотермической ступени 22-25 м/°С), южные части Восточно

- Кубанской впадины и Каневско-Березанского вала (23-24 м/°С). Это обусловлено, видимо дополнительными геотермическими эффектами, отмечаемыми в ГЗН, и температурными аномалиями залежей нефти и газа. Минимально прогрет участок Северо-Таманского вала (величина геотермической ступени до 30 м/°С), вероятно, из-за выноса тепла грязевыми вулканами, которые широко распространенны в пределах Керченско-Таманского района. Минимально прогрет участок Северо-Таманского вала (величина геотермической ступени до 30 м/°С), вероятно, из-за выноса тепла грязевыми вулканами, которые широко распространенны в пределах Керченско-Таманского района.

5.2. Распределение зон катагенеза и условия реализации генерационного

потенциала.

Для определения катагенетической зональности был использован комплекс показателей OB: данные замеров ОС витринита (Ra) (информация заимствована из работ E.H. Болотова, 1977 и А.И. Ручнова, 1983), степень битуминизации OB, состав битумоидов, коэффициенты зрелости алканов (К„), стеранов (К1, К2, К3), гопанов (М30/Г30, Ts/Tm и др.), а также значения плотности пород, данные пиролиза Rock-Eval (Tmax, HI).

Нижне-среднеюрские отложения находятся на градациях катагенеза от МК3 до МК5. Наиболее преобразованными являются отложения, обнажающиеся в районах Большого Кавказа и вскрытые в пределах Восточно - Кубанской впадины (R". 9,5 - 9,9%; Ki=0,l, К 'зр =0,56, ß <2,5 %). В южной части Каневско

- Березанского вала и Адыгейского выступа они находятся в стадиях МК3 - MIQ

Среднеюрские отложения находятся на градациях катагенеза от МК2 до МК4 Наибольшая преобразованность соответствует отложениям Западно-Кубанского прогиба (Хадыженский район) и Восточно-Кубанской впадины (Южно-Советская площадь -Ra- 9,5 %, Тмах - 485°С, К'зр =0,5-0,55).

Верхнеюрские отложения рассматриваемого региона находятся на разных уровнях преобразованности - от МК2 до МК4 В пределах Западно-Кубанского прогиба (Хадыженский район), южного склона Кавказа и Восточно-Кубанской впадины, за исключением ее центральной части, им соответствуют градации катагенеза МК2- МК3 (R" = 8,2 - 8,5%, Тмах = 435- 448 °С, К'зр S/(S+R) = 0,4; К2зр=0,51).

Нижнемеловые отложения находятся в широком диапазоне градаций катагенеза В пределах Западно-Кубанского, Керченско-Таманского прогибов и южного склона Кавказа (Хадыженский район, Северо-Таманский вал, Куколовская площадь), а так же большей части Скифской плиты они находятся в

ГЗН, (Т мах - 423 - 448 °С, Рг/ пС,7= 0,4-0,5; РЬ/пС,8 =0,2-0,6; К! = 0,3-0,6; К'зр-0,55, Яа = 7,5-8,6, %); в центральной части Восточно-Кубанской они уже вышли из ГЗН, а в осевой части Индоло-Кубанского прогиба им соответствует максимальный уровень преобразованное™ (градации катагенеза МК5 - АК| на глубине около7 км).

Верхнемеловые отложения в пределах складчатого борта в интервалах глубин 739 - 4930 м находятся в диапазоне преобразованное™ - от ПК3 до МК3.

В ГЗН находятся отложения Западно-Кубанского прогиба (Крымско -Варениковский район) и Северо-Таманского вала (Я3 = 7,5 - 8,5%, Тмах 435- 438 °С, К'зр-0,4-0,45). Наименьшая преобразованность - завершение ПК3 характерна отложениям южной часта Каневско-Березанского вала (Крыловская площадь) и Адыгейского выступа (Майкопский выступ).

Согласно анализу пространственно - временных моделей катагенеза, рассматриваемые НМ мезозойские отложения вошли в ГЗН в разное время.

Для Восточно-Кубанской впадины нижне-среднеюрские нефтематеринские отложения вошли в ГЗН к концу поздней юры, когда их кровля погрузилась на глубины в 2 -2,2 км, среднеюрские - в середине неокома; нижнемеловые вошли в ГЗН к началу майкопского времени, верхнемеловые достигли ГЗН к концу миоцена. В пределах Каневско - Березанского вала нижне-среднеюрские нефтематеринские отложения вошли в ГЗН в начале палеоцена, когда их кровля погрузилась на глубины около 2 км; среднеюрские вошли в ГЗН в середине майкопского времени; верхнеюрские достигли ГЗН в среднем миоцене, нижнемеловые - в конце миоцена, верхнемеловые отложения вошли в ГЗН в плиоцене. В пределах Западно-Кубанского прогиба среднеюрские нефтематеринские отложения полностью попали в ГЗН к концу позднеюрской эпохи, когда их кровля погрузились на глубины в 3 - 3,1 км; верхнеюрские достигли этого уровня к концу неокома; нижнемеловые отложения вошли в ГЗН в начале палеогена, верхнемеловые - в середине миоцена. В пределах Керченс со - Таманского прогиба (Северо-Таманский вал) альбекие отложения вошли в ГЗН в середине майкопского времени, погрузившись на глубины в 2,8 - 3 км, верхнемеловые отложения - в середине миоцена. Следовательно, наступление главной фазы (ГФН) нефтеобразования в изученном регионе происходило, начиная с конца юрского периода. Завершение ГФН и наступление главной фазы газообразования (ГФГ) произошло на кайнозойском этапе. На ряде площадей Адыгейского выступа, Каневско-Березанского вала, юго - западной части ВКВ, Западно-Кубанского прогиба (Хадыженский, Джигинско-Варениковский районы) и южного склона Кавказа (Куколовская антиклиналь) (среднеюрские, верхнеюрские, нижнемеловые находятся в завершающей стадии ГЗН и в

«середине нефтяного окна», а верхнемеловые отложения в конде протокатагенеза, начале и в середине «нефтяного окна»).

Для Западного Предкавказья характерно различное положение основных генерационных зон. Так кровля ГЗН располагается на следующих глубинах: на Северо - Таманском валу 4,3 - 5 км, в Западно - Кубанский прогибе от 2,6-3,2 км (Хадыженский район) до 4 - 4,2 км (Джигинско-Варениковский район), в Восточно-Кубанской впадине на глубине 2 - 2,5 км. Максимальные глубины кровли ГЗН отмечаются в наиболее прогнутой части Индоло-Кубанского прогиба, характеризующейся развитием грязевого вулканизма и криптодиапировых складок.

5.3 Расчет эмиграции жидких углеводородов.

Подсчет плотности эмиграции жидких УВ (<3ЭМ) производился по нижеприведенной формуле (С. Г.Неручев, Е.А.Рогозина, Т.К.Баженова [1976,1999]):

= 0,012* Сорг * р* Ь * Р овХБА [К/ (1-К)] 104 т/км2; где СорГ - содержание органического углерода, %; |3 - фактический битумоидный коэффициент %; 0,012 - коэффициент, учитывающий аналитическую потерю летучих УВ; Кэм - величина коэффициента эмиграции. Данные по Сорг, Р уровню катагенетической преобразованности отложений приведены в главах 3 и 5. Эффективные мощности брались исходя из расчета глинистой составляющей (пачек) изученных юрских и меловых разрезов.

В результате суммирования величин плотностей эмиграции жидких УВ, в Керченско-Таманском прогибе ее величина составила от 480 до 1000 тыс. тонн с площади в 1 км2, для южного склона Кавказа от 884 до 1000 тыс. тонн с площади в 1 км2, в Западно-Кубанском прогибе - около 880 до 1500 тыс. тонн с площади в 1 км2, в Восточной - Кубанской впадины - от 1500 до 2500 тыс. тонн с площади в 1 км2, на Адыгейском и Тимашевском выступах от 160 до 500 тыс, тонн с площади в 1 км2, и от 124 до 500 тыс. тонн с площади в 1 км2, соответственно. Следовательно, относительно повышенные значения величин эмиграции отмечаются для погруженных областей Керченско-Таманского, Западно-Кубанского прогибов и осевой части Восточно-Кубанской впадины. Таким образом, если к началу олигоцена были сформированы ловушки, то при коэффициенте аккумуляции (Как = 1 - 10%) только из очага нефтеобразования, расположенного в пределах Северо-Таманского вала (площадь - около 100 км2) в них попало около 1 млн т . жидких УВ, а учитывая близость очагов к ловушкам (Как = 10%) - около 10 млн т. жидких УВ.

Для установления генетических связей нефть - нефтематеринская порода было проведено изучение характера распределения алкановых и

полициклических углеводородов в нефтях меловых отложений. Наибольшее их сходство с ОВ юрских и меловых отложений отмечается по генетическим показателям алкановых и полициклических УВ (Рг/РЬ, Рг/«С|7. РЬ/лС^ стеранов С29/С30, отношения гопанов к стеранам и три/пента). По показателям зрелости рассмотренные нефти (Ю = 0,1-0,55, К'зр = 0,4 -0,55; К2зр = 0,3 - 0,46; С29(сНа/ге£) = 0,2-0,4; Тй/Тш = 0,1-1,75) боле преобразованы по отношению к меловому СВ, чем к юрскому. Учитывая, то, что нефти обычно более зрелые, чем генерирующие их ОВ, то при генетическом сходстве, можно предположить, что меловые альбские отложения являются нефтепроизводящими толщами для рассматриваемых нефтей.

Заключение

На основание комплексного изучения ОВ юрских и меловых отложений и меловых нефтей Западного Предкавказья с использованием современных методов органической геохимии, нами было подтверждено наличие нефтематеринских пород в юрских и меловых отложениях.

1. Проведенные исследования позволили уточнить стратиграфическую приуроченность НГМ горизонтов, дифференцировать их по величине потенциала, определить количественные характеристики нефтематеринских толщ юрских и меловых отложений Западного Предкавказья.

2. Установлено, чю в верхнеюрских и верхнемеловых отложениях есть НМП, которые ранее не выделялись. Впервые в титонских и сеноманских отложениях выделены локально распространенные толщи с повышенным потенциалов на жидкие УВ (81+82) = 4,5 кг УВ/т породы и Сорг =8-10%, (Б^г) = 46-72 кг УВ/т породы. Причем, в сеноманских отложениях южного склона Кавказа (район Туапсе-Новороссийск) установлен наиболее высокий потенциал ОВ и пород. Картирование данных участков представляет наибольший интерес, так как есть основание предположить присутствие высоко потенциальных отложений титона и сеномана в восточной части акватории Черного моря.

3. Определен генетический тип и биомаркерный состав УВ нефтематеринских пород. Вариации условий накопления нефтематеринсклх толщ периодами были незначительны. В результате одновозрастные нефтематеринские горизонты и нефти не имеют характерных отличительных биомаркерных признаков. Тип ОВ смешанный (гумусово-сапропелевый), с различной долей примеси континентального ОВ. Максимальное влияние наземного органического материала отмечено в ОВ среднеюрских отложений Кавказа (разрез р. Мзымта, Адлер, Красная Поляна) и в северной части Восточно-Кубанской впадины (Константиновская площадь). Наилучший тип вещества

свойственен локально распространенным линзам титона и сеномана: Н1 - 365 и 690 мг УВ/г Сорг.

4. Накопление осадков происходило в нормальном морском бассейне, гце основным продуцентом был фитопланктон, при различной доли терригенного ОВ, что подтверждается характером распределения алкановых и полициклических УВ. Несмотря на то, что основным продуцентом был фитопланктон, в изученных разрезах отсутствуют доманикитные фации. Неустойчивая динамика вод и сложная морфология дна бассейна обусловили формирование разнообразных окислительно-восстановительных обстановок в осадке и, как следствие, большой диапазон диагенетических потерь, что предопределило крайне неравномерный характер распределения ОВ и генерационного потенциала в пределах одновозрастных НМ горизонтов. Высокие скорости накопления осадков, достигающие 35 см/1000 лет (и более) в бассейнах Западного Предкавказья отразились на концентрации ОВ: с одной стороны, они содействовали быстрому выводу ОВ из зоны аэробного окисления, предотвращая тем самым его разрушение, а с другой - способствовали «разубожеванию» органического материала и препятствовали формированию доманикитных концентраций ОВ

5. Региональные особенности геологического развития региона явились определяющими в накоплении ОВ. Вследствии этого глобальные эпохи углеродистого накопленич (титонский этап накопления сапропелевого ОВ и сеноманское Океаническое бескислородное событие - 2), проявились в регионе локально и фиксируется главным образом в пределах южного склона Кавказа. Здесь в разрезах установлены линзы титона и сеномана с повышенными концентрациями ОВ.

6. В количественном отношении основной вклад в образование жидких и газообразных УВ обеспечили нижне-среднеюрские и нижнемеловые нефтегазоматеринские (НГМ) толщи, имеющие алевритово-глинистый состав и большие мощности (более 3 км).

7. Наиболее высокая степень зрелости ОВ, отвечающая главной фазе газообразования, отмечается для нижне-среднеюрских отложений южного склона Каказа и юго-восточной части Восточно-Кубанской впадины и для среднеюрских отложений Западно-Кубанского прогиба в Хадыженском районе. Эти отложения в основном реализовали свой НМЛ на жидкие УВ.

5 км, Джигинско-Варениковский район - 4,2-4,3 км, Хадыженский район - 2,63,2 км, для площадей Восточно-Кубанской впадины и Каневско - Березанского вала верхняя граница ГЗН (кровля нефтяного окна) фиксируется на глубине около 1,5 км, подошва в интервале 4- 4,5 км. Максимальные глубины кровли ГЗН отмечаются в наиболее прогнутой части Индоло-Кубанского прогиба, характеризующейся развитием грязевого вулканизма и криптодиапировых складок.

9. На основании исследования характера распределения алкановых и полициклических УВ в ОВ юрских, меловых отложений и меловых нефтей Западного Предкавказья установлено, что изученные нефти генетически более сходны с материнской толщей нижнего мела.

10. Несмотря на общий более низкий генерационный толщи нижнего мела по сравнению с юрской, вклад ее в формировании современной нефтегазоносности мезозойских отложений более значителен. Вероятность сохранности залежей нефти в меловых отложениях по сравнению с юрскими больше. Юрские отложения в большинстве случая находятся в ГЗГ и могли играть роль как источника флюида-растворителя для УВ вышележащих меловых толщ при реализации их НМ потенциала.

11 Определена плотность эмиграции жидких УВ и проведено районирование по критерию их генерации и эмиграции.

12. Пиролитические показатели зрелости Т шах пиролиза в отдельных случаях, как например, в меловых отложениях Северо - Таманского вала не соответствуют прочим показателям зрелости - УВ показатели (Ю, К'зр), физические свойства пород и палеоглубины погружения.

В работе защищаются следующие положения:

1. Резкие вариации величин генетического потенциала ОВ юрских и меловых пород определены комплексом биоценотических, седиментологических, диагенетических и гидродинамических факторов.

2. Установлено, что в верхнеюрских и верхнемеловых отложениях есть нефтематеринские толщи, которые ранее не выделялись. Высокий нефтегазоматеринский потенциал свойственен локально распространенным линзам титона и сеномана.

3. Различная тектоническая активность в разных районах региста предопределила растянутую катагенетическую зональность, особенно в южных частях региона. Следствием этого является резкая дифференциация в распределении катагенетических зон и широкий диапазон возможной нефтеносности как по уровню зрелости ОВ - от МК( до МК4, так и по глубине (от 2-3 - до 6 км); газоносности до 9 км.

4. На основании генетического сходства меловых нефтей с OB НМ толщи альба и по комплексу показателей зрелости определен источник меловых нефтей.

Список опубликованных работ по теме диссертации.

1. «Organic geochemystry of upper creatouse rocks from Taman peninsula».(co-author's: Krylov O.V.) Materials of symposium, TTR-10 UNESCO, International Geological Programme, february, 2001.

2. «Геохимическая характеристика меловых отложения Таманского полуострова» В книге абстрактов Генезис нефти и газа, ответственные редакторы: академик А.Н. Дмитриевский, академик А.Э. Конторович. Российская академия наук. Москва ГЕОС 2003, стр. 331.

3. «Геохимические показатели условий осадконакопления сеноманских отложений Западного Предкавказья» тезисы докладов XVII Губкинских чтений Нефтегазовая геологическая наука XXI век. Москва, Российский Государственный Университет нефти и газа им. И М. Губкина, стр. 182, 9-10 декабря, 2004 г.

4. «Закономерности нефтеобразования в осадочных бассейнах Кавказско-Скифского региона» (соавторы О. К. Баженова, Н. П. Фадеева, Ю. А. Петриченко) Экологический вестник научных центров Черноморского экономического сотрудничества, серия геологическая, 2004 г.

5. «Особенности нефтегазообразования в бассейнах Восточного Паратетиса» (соавторы О. К. Баженова, Н. П. Фадеева, Ю. А. Петриченко) ВЕСТН. МОСК. УН-ТА. СЕР. 4. ГЕОЛОГИЯ. 2005. X» 6, стр. 27-35.

6. «Геохимическая характеристика юрских отложений западной части Кавказско-Скифского региона» ВЕСТН. МОСК. УН-ТА. СЕР. 4. ГЕОЛОГИЯ. 2006. №2, стр. 42-46.

Отпечатано в отделе оперативной печати Геологического ф-та МГУ Тираж ¡00 экз. Заказ № Ы

¿0P6А

7315

Содержание диссертации, кандидата геолого-минералогических наук, Суслова, Эллина Юрьевна

Введение 3

Глава 1. Геологическое строение 9

1.1 Стратиграфия 10

1.2 Современная структура 32

1.3 Нефтегазоносность 40

1.3.1 Нефтегазогеологическое районирование 45

1.3.2 Характеристика коллекторских горизонтов 54

Глава 2. Роль геохимических методов в оценке перспектив нефтегазоносности 58

2.1 Понятие о нефтематеринском потенциале 58

2.2 Методы определения нефтематеринского потенциала 64

Глава 3. Геохимическая характеристика нефтематеринских толщ 73

3.1 Юрские отложения 73

3.2 Меловые отложения 96

Глава 4. Условия формирования нефтематеринского потенциала 115

Глава 5. Условия реализации нефтематеринского потенциала 128

5.1. Геотермический режим 129

5.2. Распределение зон катагенеза 133-140 5.3 Расчет эмиграции жидких углеводородов. 141

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Нефтематеринский потенциал юрских и меловых отложений Западного Предкавказья"

В Западном Предкавказье были выполнены наибоее ранние работы по изучению нефтематеринских свит. Геохимические исследования органического вещества (ОВ) пород и нефтей мезозойских отложений проводились многими исследователями (А.Я. Архипов, Т.А Ботнева, Болотов Е.Н., А.Н.Бочкарев, Н.Б. Вассоевич, А.А. Геодекян, Д.В. Жабрев, С.Т.Коротков, Ю.И. Корчагина, Е.С. Ларская, Т.Б. Микерина, Г.П. Парпарова, JI.A. Польстер, С.А. Пунанова, В.И. Ручное, В.Н.Сергеева, С.А Сидоренко, Скарятин В.Д., Б.А.Соколов, Н.М.Страхов, Н.П. Фадеева, В.А. Чахмачев и др.). По южному склону Кавказа геохимические исследования с применением современных методов, включающих пиролиз, газожидкостную хроматографию и хроматомасс-спектрометрию, проводятся впервые.

В работе проведена сравнительная оценка перспектив нефтегазоносности по критериям генерации. Для осуществления поставленной цели необходимо было решить следующие задачи:

1. Определить xapaicrep распределения основных геохимических параметров (Сорг, ХБА, р, генетического потенциала, УВ состава битумоидов, включая биомаркеры);

3. Определить уровень катагенетической зрелости выделенных нефтематеринских толщ; восстановить условия и время реализации нефтематеринского потенциала.

4. Дать качественную и количественную оценку перспектив нефтегазоносности по критериям генерации У В.

Научная новизна работы: На основании комплексного изучения юрских и меловых отложений, а также меловых нефтей Западного Предкавказья проведена сравнительная оценка НМЛ ОВ и пород разных стратиграфических подразделений юры и мела в различных районах Западного Предкавказья. Установлено, что в верхнеюрских и верхнемеловых отложениях есть нефтематеринские (НМ) породы, которые ранее не выделялись - наиболее повышенный потенциал свойственен локально распределенным толщам титона и сеномана.

Юрские нефтематеринские отложения преобразованы до уровня не менее чем среднего мезокатагенеза (МК2-МК3), большая их часть уже прошла главную зону нефтеобразования (ГЗН) и в основном реализовала свой НМЛ на жидкие УВ; меловые (альбские) отложения находятся на уровне не ниже MKj что подтверждается данными органической геохимии и значениями отражательной способности (ОС) витринита. Преобладающие низкие значения водородного индекса Н1<100 мгУВ/гСорг, установленные в юрских и меловых НМ отложениях, характеризуют остаточный потенциал ОВ, который изначально был значительно выше в 2-5 раз. Стерановые показатели зрелости, хорошо согласующиеся с данными пиролиза и с ОС витринита, также указывают на достаточную преобразованность рассматриваемых отложений. Наиболее высокая степень зрелости ОВ, отвечающая главной фазе газообразования, отмечается для нижнесреднеюрских (Кавказ) и среднеюрских отложений (Хадыженский район).

Фактический материал: Автором были отобраны образцы из обнажений юры и мела южного склона Кавказа, использован каменный материал, непосредственно, отобранный в кернохранилище Ахтырского НГДУ (Краснодарский край, п. Ахгырский), а так же образцы керна, любезно предоставленные зав. кафедрой исторической геологии МГУ Никишиным Анатолием Михайловичем и зав. отделом региональной геологии НИПИОкеангеофизика (Краснодарский край, г. Геленджик) Мейснером Леонидом Борисовичем.

Объектами аналитических исследований явились менее распространенные темноцветные разности пород, которые были отобраны из скважин, вскрывших мезозой в пределах Восточно - Кубанской впадины, Адыгейского выступа, Западно-Кубанского и Керченско ~ Таманского прогибов, а также из обнажений Западного Предкавказья и Западного Кавказа (рис.1). Были выполнены определения содержаний Сорг - 70 образцов и ТОС - 111 образцов, пиролиз пород по методу Рок-Эвал -111 образцов, химико-битумологический анализ (горячая и холодная экстракция -37образцов), хроматогафический анализ - 37 образцов, хроматомасс-спектрометрия - 20 образцов. Большая часть анализов выполнена в лабораториях кафедры геологии и геохимии горючих ископаемых. Пиролиз пород проведен в ООО «Недра» (г. Ярославль) научным сотрудником Д.А.Кузьминым и во ВНИГНИ (г. Москва) Хроматомасс - спектрометрические исследования выполнены в МГУ (руководитель - старший научный сотрудник кандидат геолого-минералогических наук Абля Э.А) и в Институте геологии Коми филиала Уральского отделения РАН старшим научным сотрудником Д.А. Бушневым.

Объем и структура работы: Диссертация общим объемом 159 страницы состоит из введения, 5 глав и заключения, содержит 32 рисунка, 16 таблиц. Список литературы содержит 88 наименований. Диссертация выполнена на кафедре геологии и геохимии горючих ископаемых геологического факультета МГУ.

Заключение Диссертация по теме "Геология, поиски и разведка горючих ископаемых", Суслова, Эллина Юрьевна

Заключение

2. Установлено, что в верхнеюрских и верхнемеловых отложениях есть НМП, которые ранее не выделялись. Впервые в титонских и сеноманских отложениях выделены локально распространенные толщи с повышенным потенциалов на жидкие УВ (Si+S2) = 4,5 кг УВ/т породы и Сорг =8-10%, (S1+S2) = 46-72 кг УВ/т породы. Причем, в сеноманских отложениях южного склона Кавказа (район Туапсе-Новороссийск) установлен наиболее высокий потенциал ОВ и пород. Картирование данных участков представляет наибольший интерес, так как есть основание предположить присутствие высоко потенциальных отложений титона и сеномана в восточной части акватории Черного моря.

3. Определен генетический тип и биомаркерный состав УВ нефтематеринских пород. Вариации условий накопления нефтематеринских толщ периодами были незначительны. В результате одновозрастные нефтематеринские горизонты и нефти не имеют характерных отличительных биомаркерных признаков. Тип ОВ смешанный (гумусово-сапропелевый), с различной долей примеси континентального ОВ. Максимальное влияние наземного органического материала отмечено в ОВ среднеюрских отложений Кавказа (разрез р. Мзымта, Адлер, Красная Поляна) и в северной части Восточно-Кубанской впадины (Константиновская площадь). Наилучший тип вещества свойственен локально распространенным линзам титона и сеномана: HI - 365 и 690 мг УВ/г Сорг.

4. Накопление осадков происходило в нормальном морском бассейне, где основным продуцентом был фитопланктон, при различной доли терригенного ОВ, что подтверждается характером распределения алкановых и полициклических УВ. Несмотря на то, что основным продуцентом был фитопланктон, в изученных разрезах отсутствуют доманикитные фации. Неустойчивая динамика вод и сложная морфология дна бассейна обусловили формирование разнообразных окислительно-восстановительных обстановок в осадке и, как следствие, большой диапазон диагенетических потерь, что предопределило крайне неравномерный характер распределения ОВ и генерационного потенциала в пределах одновозрастных НМ горизонтов. Высокие скорости накопления осадков, достигающие 35 см/1000 лет (и более) в бассейнах Западного Предкавказья отразились на концентрации ОВ: с одной стороны, они содействовали быстрому выводу ОВ из зоны аэробного окисления, предотвращая тем самым его разрушение, а с другой - способствовали «разубожеванию» органического материала и препятствовали формированию доманикитных концентраций ОВ

8. Различный тектонический и геотермический режимы предопределили растянутую катагенетическую зональность, особенно в южных частях региона. Так, например, кровля ГЗН располагается по разным районам Западно-Кубанского прогиба на следующих глубинах: Керченско-Таманский район - 4,35 км, Джигинско-Варениковский район - 4,2-4,3 км, Хадыженский район - 2,63,2 км, для площадей Восточно-Кубанской впадины и Каневско - Березанского вала верхняя граница ГЗН (кровля нефтяного окна) фиксируется на глубине около 1,5 км, подошва в интервале 4- 4,5 км. Максимальные глубины кровли ГЗН отмечаются в наиболее прогнутой части Индоло-Кубанского прогиба, характеризующейся развитием грязевого вулканизма и криптодиапировых складок.

9. На основании исследования характера распределения алкановых и полициклических УВ в ОВ юрских, меловых отложений и меловых нефтей Западного Предкавказья установлено, что изученные нефти генетически более сходные материнской толщей нижнего мела.

11 Определена плотность эмиграции жидких УВ и проведено районирование по критерию их генерации и эмиграции.

12. Пиролитические показатели зрелости Т шах пиролиза в отдельных случаях, как например, в меловых отложениях Северо - Таманского вала не соответствуют прочим показателям зрелости - УВ показатели (Ki, К'зр), физические свойства пород и палеоглубины погружения.

В работе защищаются следующие положения:

3. Различная тектоническая активность в разных районах региона предопределила растянутую катагенетическую зональность, особенно в южных частях региона. Следствием этого является резкая дифференциация в распределении катагенетических зон и широкий диапазон возможной нефтеносности как по уровню зрелости ОВ - от MKi до МК4, так и по глубине (от 2-3 - до 6 км); газоносности до 9 км.

4. На основании генетического сходства меловых нефтей с ОВ НМ толщи альба и по комплексу показателей зрелости определен источник меловых нефтей.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата геолого-минералогических наук, Суслова, Эллина Юрьевна, Москва

1. Ammocob И.И., Горшков В.И. Палеотемпературы нефтеносных пород // В кн.:Проблемы диагностики условий и зон нефтеобразования. М., 1971

2. Арбатов А.А.ЗМ.С.Бурштар и др. Основные черты строения юрского и мелового комплекса в глубокопогружеиных областях Северного Кавказа //В кн.: Проблемы нефтегазоносности глубокозалегающих горизонтов мезозоя Кавказа. М.,' 1972.

3. Байдаров Ф.К., Дьяконов А.И. Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности меловых отложений Таманского полуострова и южной части Азовского моря. //Геология нефти и газа 1974 №1 стр 25 - 29.

4. Баженова O.K., Фадеева Н.П, Нефтематеринские свиты Восточно-Черноморского региона

5. Баженова O.K., Соболева Е.В., Ма Чионг Хоа. Органическое вещество мезозойских отложений Бахчисарайского района, 1997. Вестн. Моск. ун-та, сер. 4, Геология, № 3, с.63-68.

6. Баженова O.K., Н.П.Фадеева, Ю.А.Петриченко, 2001. Положение главной зоны нефтеобразования в Индоло-Кубанском прогибе. Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа. Материалы пятой международной конференции, изд-во Московского Университета, с. 36-3 8

7. Баженова O.K., Боровая Г.М., Гембицкая Л.А., Фадеева Н.П. Нерастворимое органическое вещество осадочных пород объект органической геохимии. М: МГП «Геоинформмарк», 1993, 54 с.

8. Болотов С.Н. Нефтегазоматеринские свойства мезозойских глинистых отложений Восточно-Кубанской впадины.//Авто-реф.канд.дисс., М.: МГУ. 1977.

9. Бочкарев А.В. и др.Вертикальная зональность образования и накопления углеводородов в Предкавказье // Бурение, геология, разведка и разработка газовых и газонефтяных месторождений Северного Кавказа, М.ВНИИЭгазпром,вып. 1/12, 1978.

10. Ю.Брод И.О. Геологическая оценка перспектив нефтегазоносности Предкавказья//Перспективы нефтегазоносности Северного Кавказа и Предкавказья. М.: Гостоптехиздат. 959с.

11. П.Вассоевич Н.Б, Уточнение понятия о возрасте нефти // Докл. АН СССР. 1974. Т.219, №6.С. 1465-1467.

12. Вассоевич Н.Б,, Баженова O.K., Бурлин Ю.К., Нефтематеринский потенциал осадочных образований, в кн. "Итоги науки и техники", сер. Месторождения горючих полезных ископаемых, т.2, М, ВИНИТИ, 1982.

13. Вассоевич Н.Б. Лейфмаи И.Е. Об оценке доли водорода, определяющей нефтематеринский потенциал органического вещества. Нефтематеринские породы и принципы их диагностики.М.: Наука, 1979. С. 36-46.

14. Н.Вассоевич Н.Б. Лейфман И.Е. Об оценке нефтематеринского потенциала. //Докл. Ан СССР. 1977. 234. № 4. С. 884-887.

15. Вассоевич Н.Б., Лопатин Н.В. Конюхов А.И. Общее и особенное в образовании углей, нефти и углеводородных газов// Междунар. Геол. Конгресс. 25 сессия. Горючие ископаемые. М: Наука, 1976. С.7-19.

16. П.Вассоевич Н.Б., Неручев С.Г. Основные стадии развития нефтематеринских свит и их диагностика// Нефтематеринские свиты и принципы их диагностики. М.: Наука, 1979. С. 15-30.

17. Воробьева Н.С, Земскова К. и др. Биометки нефтей Предкавказья //"Нефтехимия", т.35, N 4,1995. физика, № 1, 1968.

18. Воронина А.А., Попов С.В. Основные этапы развития Восточного Паратетиса в олигоцене-раннем миоцене// Историческая геология. Итоги и перспективы. М:: Изд-во МГУ, 1987.

19. Воскресенский И.А., Сапунова В.Л. Вопросы перспектив нефтегазоносности Западно-Кубанского прогиба с позиции его положения в геодинамической схеме западной части Большого Кавказа, Крыма и смежных областей. Кр.: ВНИПИТермнефть, 1993. 335с.

20. Воскресенский И.А., Сапунова В.Л. Геодинамическая модель Земной коры юга Краснодарского края и нефтегеологическое районирование. Кр.: ВНИПИТермнефть, 1990.

21. Воцалевский З.С. Далалаев В.Д. Романов П.Г. Покровно-надвиговая тектоника и нефтегазоноснсоть складчатого борта Терско-Каспийского прогиба //Тектоника и нефтегазоносность поднадвиговых структур. М.: Наука, 1990.

22. Габриэлянц Г.А. Геология нефтяных и газовых месторождений., М: Недра ,1972,400с.

23. Гаврилов и др. Покровно надвиговое строение Керченско Таманского шельфа в связи с перспективами нефтегазоносности //Геология нефти и газа - 1992, №2,стр 33 - 37.

24. Герасимов М.Е. Надвиговые дислокации и глинистый диапиризм в нижнемеловых отложениях Индоло- Кубанского прогиба. //Геофизический журнал, №4. 1991, С. 88 95.

25. Герасимов М.Е. Тектоника мезозойских отложений и диапировые структуры Керченского полуострова. // Геология нефти и газа 1992, №2, С. 15 -19.

26. Геология и нефтегазоносность Западной Кубани и Предкавказья, М:1969, вып.

27. Головачев Э.М. Нефтегазоносность Азовского моря// Геология нефти и газа. 1993. №-С.37-40.

28. Дьяконов А.И., Корнеев В.И. Тектоническое положение и перспективы нефтегазоносности триасового комплекса Западного Предкавказья и северного склона Кавказа // В сб.: Молодые платформы и их нефтегазоносность. ,М,НаукаД975.

29. Евдощук Н.И., Ильницкий Н.К., Мельничук П.Н., Клочко В.П. Расширение потенциала нефтегазоносности акваторий Черного и Азовского морей. Геология нефти и газа. 2. 2000.

30. Егоян B.JI. Геология и нефтегазоносность Западной Кубани и Предкавказья. М:: 1969, тр. вып. 19.

31. Жабрев Д.В., Ларская Е.С. Нефтематеринские свиты западного Предкавказья (основные закономерности их формирования и перспектив нефтегазоносности). М., Недра, 1966.

32. Истратов И.В. Горная геометрия и газонефтяная геология Северного Кавказа, Москва, ООО «Издательский Дом «Грааль»», 2003.

33. Летавин Тектоника и нефтегазоносность Северного Кавказа.- М: Недра, 1987.

34. Ломизе М.Г. Альпийская геосинклиналь в глобальном контексте // Геотектоника. М.: №24, 1987.

35. Лопатин Н.В., Емец Т.П. Пиролиз в нефтегазовой геохимии. М. Наука, 1987.

36. Макаренко Ф.А., Смирнов Я.Б., Сергиенко С.И. Глубинный тепловой потоки тектоническое строение Предкавказья. Докл. АН СССР, т.183, №4,1968.

37. Макаренко Ф.А., Смирнов Я.Б., Сергиенко С.И. Тепловой потоки на территории Предкавказья. в кн.: "Тепловой режим недр СССР". "Наука", 1970.

38. Масляев Г.А. Особенности формирования структуры Предкавказья в кайнозое //Геотектоника. М.: № 4, 1990.

39. Милановский Е.Е. Геология СССР. МГУ, 1991.

40. Милановский Е.Е. Новейшая тектоника Кавказа. М.: Наука, 1968.

41. Мирзоев Д.А. Перспективы нефтегазоносности и направления геологоразведочных работ на нефть и газ в Дагестане на глубинах более 4,5 км //Тр.ИГ Даг.ФАН СССР, вып.27, 1982.

42. Мирзоев Д.А. Условия формирования и размещения залежей нефти и газа в мезозойских отложениях Прикумской области.// Тр.ВНИГНИ, вып. 100, 1970.

43. Митин С.Н. и др. Перспективы нефтегазоносности мезозойских отложений Таманского полуострова // Геология нефти и газа. 1992.

44. Найдин Д.П., Кияшко С.И. Геохимическая характеристика пограничных отложений сеноман/турон Горного Крыма, 1994. Бюлл. МОИП, Отд. геол., т.69, вып.1, с.28-42, вып.2, с.59-74.

45. Нейман Г.В. Характер битумипозности карбонатных отложений верхней юры района Военно-Грузинской дороги и площади Церик-Гель и их нефтематеринские свойства. //В кн.: Нефтепроизводящие свиты карбонатных формаций, JI. Недра, 1971.

46. Нефтематеринские свиты Западного Предкавказья, основные закономерности их формирования и перспективы нефтегазоноснсости (Д.В. Жабрев . Ларская Е. и др.)// Тр.ВНИГНИ, 1966. вып.55,М.: 296 с.

47. Нефтяные и газовые месторождения СССР Справочник, 2 тома, под редакцией С.П. Максимова. М., Недра, 1987.

48. Никишин A.M., .Коротаев М.В, Болотов С.Н, . Тектоническая история Черноморского бассейна.// Бюлл. МОИП, отд. геол., 20001, т.76, вып. 3

49. Никишин A.M., Болотов С.Н., Барабошкин Е.Ю. и др. Геологическая история Скифско-Черноморского региона, 1997. В сб.: Очерки геологии Крыма. М., Изд-во геол.ф-та МГУ, с. 207-227

50. Носов Г.И., Володарская В.Р. Соотношение глинистых минералов и органическоговещества в нефтематеринских отложениях южного борта Азово-Кубанского прогиба. "Литология и полезные ископаемые", №2, 1964.

51. Панов Д.И., Стафеев А.Н. Ранне- и среднеюрская история Скифской и Туранской плит, 2000. Вестн. Моск. ун-та, сер. 4, Геология, № 2, с. 19-26

52. Петров А.А. Биометки и геохимические условия образования нефтей России. Геология нефти и газа.Ыб, 1994.

53. Петров Ал.А, Абрютина Н.Н. Изопреноидные углеводороды нефти // Успехи химии. 1989. - Вып.б.

54. Петров Ал.А., Арефьев О.А. Биомаркеры и геохимия процессов нефтеобразования // Геохимия. 1990. - №5.

55. Покровский В.А., Поляк Б.Г. О геотермических особенностях Предкавказья. "Новости нефтяной науки", серия геол., 1960, №10.

56. Польстер JI.A., Зхус И.Д., Гусева А.Н. Органическое вещество и глинистые минералы Восточного Предкавказья. М.: Изд-во АН СССР, 1960. 206 с.

57. Попович С.В. Геологические предпосылки нефтегазоносности СевероВосточной части Черногоморя.// Геология нефти и газа. 2000.№6.С. 14-21.

58. Попович С.В. Перспективы нефтегазоносности шельфов Российского сектора Чеоного и Азовского морей// Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. 1997. №10. С. 23-31.

59. Попович С.В.,. Геологические предпосылки нефтегазоносности северовосточной части Черного моря. 2000Геология нефти и газа, № 6, с. 14-21

60. Пряхина Ю.А. Органическое вещество карбонатных пород верхнего мела Северо-Восточного Предкавказья// В кн.:Природа органического вещества современных и ископаемых осадков, М.: Наука, 1973.

61. Пустильников М.Р. К тектонике Западного и Центрального Предкавказья // М.: "Геотектоника", 1968.ббРадченко О.А. Геохимические зекономерности размещения нефтеносных областей мира. JL, "Недра", 1965.

62. Ручнов В.И Количественные методы определения степени катагенеза ОВ и их применения для оценки перспектив нефтегазоносности (на примере Азово -Кубанского нефтегазоносного бассейна) //Авто-реф.канд.дисс., М.: МГУ. 1983.

63. Сидоренко С.А. Геохимическая характеристика майкопских отложений Восточного и Западного Предкавказья//Геология нефти и газа.1964.№ 10.С.47-51.

64. Склярова З.П. Высоковязкие и твердые нафтиды Западно Кубанского прогиба //Дисс.канд геол.-мин. наук. М.:Издц-во МГУ, 1984.

65. Соколов Б.А. и др. Основы региональной нефтегазоносности СССР. М.: Изд-во МГУ, 1977, 224с.

66. Соколов Б.А., Корчагина Ю.И., Мирзоев Д.А., Сергеева В.Н., Соборнов К.О., Фадеева Н.П. Нефтегазообразование и нефтегазонакопление в Восточном Предкавказье, М.: Наука, 1990. 204 е.

67. Столяров А.С., Ивлева Е.И. Металлоносные залежи костного детрита рыб в майкопских отложениях Ергенинского рудного района// Литология и полезные ископаемые. 1991. №6.С.70-83.

68. Столяров А.С., Коченов А.В. Металлоносность майкопских отложений Мангышлака//Литология и полезные ископаемые. 1995. №2. С.161-172.

69. Страхов Н.М. Геохимическая эволюция Черного моря в голоцене// Литология и полезные ископаемые. 1971. №3. С.3-17.

70. Тараненко Е.И., Хакимова М.Ю. Оценка реализованного потенциала по данным Рок-Эвал., в кн. "Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа", материалы IV междунар. Конферен., стр. 318-319, М.: МГУ, 2000

71. Туголесов и др. Мезокайнозойская история Черноморской впадины., 1985

72. Туголесов Д.А., Горшков А.С., Мейснер Л.Б. и др. Тектоника мезо-кайнозойских отложений Черноморской впадины, 1985. М., Недра, 215 с.

73. Успенский В.А. Введение в геохимию нефти. Л.: Недра, 1970. 309 с

74. Успенский В.А., Радченко О.А. Опыт оценки нефтематеринского потенциала пород//Современные проблемы геологии и геохимии горючих ископаемых. М.: Наука, 1973. С. 49-52.

75. Федотова С.А., Микерина Т.Б. РОВ глубокопогруженных зон верхнемеловых и майкопских отложений Таманского полуострова. // Геология нефти и газа 1992.

76. Холодов В.Н., Недумов Р.И. О геохимических критериях появления сероводородного заражения в водах древних водоемов// Изв. АН. СССР. Сер. Геол. 1991. № 12.С.62-78.

77. Чепак Г.Н. и др. Проблемы нефтегазоносности Краснодарского края. Недра, 1973.

78. Эспиталье Дж., Дроуэт С., Маркуис Ф. Оценка нефтеносности с помощью прибора Рок-Эвал с компьютером // Геология нефти и газа. -1994. -№ 1.-С. 23-32.

79. Юдин Г.Т. Зоны нефтегазонакопления Предкавказья.//М.:Наука, 1983.

80. Юра Кавказа., 1992. СПб.: Наука, С.-Петербург, отд-ние (Тр. Междувед. Стратигр.ком., т. 22, Москва)

81. Bazhenova 0., Saint-Germes М., Fadeeva N.,Baudin F.Sokolov B.Determination of OM character from maikopian series of the River Belaya succession (The Western Pre-fCaucasus) // Peri-Tethys Programme, Second Moscow Workshop, May 28-30, Moscow, 1996.

82. Espitalie J., Made M., Tissot В., Menny G.G., Lepla P. Source rock characterization method for petroleum exploration// Proc. Of 9th Annual. Offshore technology Conference. 1977. p. 439-452.

83. A.G.Robinson, J.H.Rudat, C.J.Banks, RX.F.Wiles. Petroleum geology of the Black Sea.//Marine an petroleum geology, Vol. 13 №2, pp. 195-223, 1996.

Информация о работе

Суслова, Эллина Юрьевна
кандидата геолого-минералогических наук
Москва, 2006
ВАК 25.00.12

Диссертация

Нефтематеринский потенциал юрских и меловых отложений Западного Предкавказья - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы