Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Условия формирования и нефтегазоносность Майкопской серии Центрального и Восточного Предкавказья

ВАК РФ 25.00.12, Геология, поиски и разведка горючих ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Условия формирования и нефтегазоносность Майкопской серии Центрального и Восточного Предкавказья"

На правах рукописи

Евдокимова Марианна Ленсеровна

УСЛОВИЯ ФОРМИРОВАНИЯ И НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ МАЙКОПСКОЙ СЕРИИ ЦЕНТРАЛЬНОГО И ВОСТОЧНОГО ПРЕДКАВКАЗЬЯ

25.00.12—Геология, поиски в разведка горючих ископаемых

АВТОРЕФЕРАТ

, диссертации на соискание ученой степени

кандидата геолого-минералогических наук

(

Москва 2003

Работа выполнена на кафедре месторождений полезных ископаемых и их разведки им. В.М. Крейтера инженерного факультета Российского университета дружбы народов.

Научный руководитель:

кандидат геолого-минералогических наук профессор Е.И. Тараненко Официальные оппоненты:

доктор геолого-минералогических наук Ю.А. Висковский кандидат геолого-минералогических наук Б.С. Короткое

Ведущая организация:

ОАО «Газпромгеофизика»

Защита диссертации состоится в . часов на заседании диссертационного совета К 212.203.03 при Российском университете дружбы народов по адресу: Москва, ул. Орджоникидзе, 3, ауд. 440 (5 этаж).

С диссертацией можно ознакомиться в Научной библиотеке Российского

университета дружбы народов

по адресу: 117198, ул. Миклухо-Маклая, д.6.

Автореферат разослан ...

ШЫ......2003 г.

Ученый секретарь диссертационного совета кандидат геолого-минералогических наук, доцент

В.В. Дьяконов

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы. Майкопская серия (олигоцен - нижний миоцен) образует гигантскую глинистую линзу, обрамляющую с юга ВосточноЕвропейскую платформу. На протяжении всей истории ее изучения она рассматривается как региональная нефтепроизводящая и нефтесодержащая толща. По общегеологическим представлениям с ней должны быть связаны значительные по запасам месторождения нефти и газа, однако в действительности реализованный генерационный потенциал Майкопа выглядит весьма скромно. До настоящего времени попытки объяснить этот феномен не привели к сксшь-нибудь существенным результатам.

Объясняется это тем, что из-за неопределенности перспектив нефтегазо-носности майкопской серии интерес к ней производственников резко упал. Сократились объемы бурения, научных исследований и публикаций по этой проблеме.

Вместе с тем нефтепромысловая значимость Майкопа по-прежнему рассматривается достаточно высоко. Для достижения успехов в этом направлении необходимо продолжение научных исследований и, в частности, углубленный анализ строения толщи. Актуальность и сложность этого анализа определяется клиноформной композицией геологических тел, образующих майкопскую серию. По-прежнему не выяснены в полной мере особенности катагенеза майкопской серии и условия реализации ее генерационного потенциала.

Цель работы - создание формационной композиции майкопской толщи на территории Центрального и Восточного Предкавказья как основы для оценки перспектив нефтегазоносное™ этого региона.

Задачи исследований. 1. Анализ строения майкопской серии по данным сейсмической разведки и глубокого бурения и определение особенностей размещения клиноформных тел. 2. Формационный анализ и построение схемы распределения майкопских формаций (сейсмокомплексов). 3. Разработка геофлюи-додинамической модели раздельной генерации нефти и газа в изучаемом регионе. 4. Уточнение схемы строения и эволюции нижнемайкопского глинистого природного резервуара на Журавской площади. 5. Уточнение строения майкопской серии на территории Ставропольского свода на примере СевероСтавропольского поднятия. — "

Научная новизна. 1. Впервые для Центрального и Восточного Предкавказья создана научно-обоснованная схема расчленения майкопской серии на три формации: нижнемайкопскую (хадумскую) морскую, среднемайкопскую клино-формную, сформированную результате заполнения бассейна с востока на запад, и верхнемайкопскую клиноформную, сформированную при заполнении бассейна с севера на юг. 2. Впервые составлены карты ареалов распространения и толщин клиноформных комплексов. 3. Впервые предложено научное обоснование причин раздельной генерации нефти и газа в изучаемом регионе.

Практическое значение. 1. Генерация нефти происходит в нижнемайкопской битуминозной формации, при этом залежи нефти располагаются как в нижнемайкопских глинистых природных резервуарах, так и в нижележащих эоцено-вых и верхнемеловых карбонатных природных резервуарах ид нижнемеловых

Г РОС НАЦИОНАЛЬНАЯ 1 БИБЛИОТЕКА I

2Т471

гранулярных коллекторах. 2. Генерация газа также происходит в нижнемайкопской формации, при этом газовые скопления приурочены к собственно газоматеринским отложениям, а также к фондаформам и ундаформам вышележащих среднемайкопских и верхнемайкопских клиноформных комплексов. 3. Генерация нефти и газа обусловлена преобразованием исключительно нижнемайкоп-' ской формации, причем фазовый состав нафтида определяется уровнем катагенеза керогена и степенью раскрытия системы.

Защищаемые положения. 1-ый тезис. Майкопская серия в Центральном и Восточном Предкавказье представляет собой систему геологических тел, основным компонентом которой являются юшноформы, которые в среднемайкоп-ское время формировались, заполняя бассейн с востока на запад, тогда как в верхнемайкопское время фронт заполнения двигался с севера на юг.

2-ой тезис. Осадочная толща в пределах Центрального Предкавказья интенсивно разбита разломами, и, поэтому представляет собой "открытую" систему, в которой происходит исключительно генерация газа.

Фактический материал. Диссертация написана по фондовым материалам, находящимся в (XX) «Кавказтрансгаз», ОАО «Ставропольнефтегеофизика» и по литературным данным.

Публикации. По теме диссертации опубликовано семь печатных работ..

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, 9 глав и заключения, общим объемом 112 страниц текста, дополненного 63 рисунками и 8 таблицами. Список использованной литературы включает 52 наименования.

ВВЕДЕНИЕ

Проблема формирования майкопской толщи заинтересовала исследователей еще в шестидесятые годы 20-го столетия. Высказывались мнения о транспортировке осадков с восточной части Русской плиты (Дмитриева Р.Г., 1959, Гроссгейм В.Н., 1961, Котельников Д.Д., 1962), и с Кавказа (Наливкин Д.В., 1962). В 70-е годы, особенно после публикаций американских исследователей по сейсмостратиграфии, среди отечественных геофизиков возобладали представления о Майкопе как о толще бокового наращивания. Некоторыми авторами формирование этой толгщГ связывается с геологической деятельностью двух крупных водных артерий, предположительно протекавших в майкопское время приблизительно в районе современных Волги и Дона. Палеообстановка майкопского осадконакопления рассматривалась также специалистами «Ставропольнефтеге-офизики» на материалах региональных сейсмических профилей.

В течение 25 лет территория Центрального и Восточного Предкавказья была покрыта сетью профилей предприятиями Ставрополя, Краснодара, Грозного, Волгограда. В связи с сокращением фонда антиклинальных поднятий для обеспечения прироста запасов и поддержания уровня добычи газа возникает острая необходимость поиска и разведки продуктивных ловушек неантиклинального типа. Методические вопросы поисков неантиклинальных ловушек еще слабо разработаны. Значительная часть залежей нефти и газа в неантиклинальных ловушках связана с терригенными породами различного генезиса. Эффективным средством изучения условий седиментации и направления сноса и нако-

пления осадков, а также внутренней композиции осадочных толщ, является сейсмостратиграфический анализ.

Майкопская серия Центрального и Восточного Предкавказья характеризуется сложным клиноформным строением.

И хотя еше не достигнута необходимая плотность профилей, определяемая сложным клиноформным строением майкопских отложений, полученные результаты позволяют сформировать новые представления о формационном строении майкопской серии, уточнить направления сноса седиментационного материала и, соответственно, определить области, перспективные для поиска неантиклинальных ловушек газа. К сожалению в проблеме Майкопа не появились новые материалы об источниках сноса осадков, за счет которых сформировалась гигантская, преимущественно глинистая, толща.

1. ЛИТОЛОГО-СТРАТИГРАФИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА

Майкоп и его аналоги являются характерными толщами в разрезе нефтеносных районов не только на Кавказе, но и на Карпатах, в Крыму, в Средней Азии, а также в Черном, Азовском и Каспийском морях. В Предкавказье отложения майкопской серии залегают сплошным чехлом от Азовского моря до Каспийской впадины. С границей Майкопа и подстилающей белоглинской свиты связана резкая смена состава многих групп организмов. Отложения нижнего Майкопа соответствуют хадумскому горизонту, баталпашинскому горизонту и септариевой свите и четко выделятся в разрезе как по литологическому составу, так и по микрофауне. В Центральном Предкавказье они представлены тонким переслаиванием алевритового и глинистого материала (толщина прослоев порядка долей миллиметра). Хадумский горизонт расчленен на четыре пачки пород: IV - нижняя, представлена глинами темно-серыми, плотными, слоистыми, слабопесчанистыми, залегающими на размытой поверхности белоглинского горизонта; III пачка характеризуется постепенным обогащением глинистых пород песчаными прослоями, которые заметно возрастают к кровле; вышележащая II пачка сложена в основном алевритами светло-серыми и серыми с небольшими (до единиц сантиметра) прослоями темно-серых глин; I пачка, составляющая верхнюю часть хадумского горизонта, представлена темными, плотными, слабопесчанистыми глинами. В Восточном Предкавказье всеми исследователями однозначно проводится трехчленное деление хадума на нижний (пшехские слои), средний (полбинские слои, или остракодовый пласт) и верхний (слои Морозки-ной балки). Пшехские слои представлены глинами и частично мергелями. Глины - от темно-серых до черных, обычно с буроватым оттенком, тонкоплитчатые, крепкие, местами рыхлые, с включением значительного количества фосфорити-зированных рыбных остатков. Для изученных пород характерно повышенное содержание РОВ и присутствие пирита. Полбинские слои представлены глинистыми известняками, в нижней части доломитизированными, содержащими в большом количестве мелкие остракоды. Породы светло-серые с буроватым оттенком, крепкие. Слои Морозкинской балки представлены чередованием серых и черных тонкоплитчатых, листоватых, местами плотных глин. Верхи разреза характеризуются переслаиванием темных глин и мергелей. Выше, стратиграфически согласно, залегают отложения баталпашинского горизонта, который представлен однообразной толщей слабо карбонатных, местами почти бескарбонат-

ных радиоактивных слоистых глин. Баталпашинский горизонт и септариевая свита представлены глинами с зеленоватым оттенком, плотными, некарбонатными, слабослюдистыми с редкими включениями кристаллического пирита и конкрециями сидерита. В Восточном Предкавказье глины от темно-серых до черных, тонколистоватые, тонкоплитчатые, содержат рыбные остатки. В середине горизонта прослеживается пласт плотного доломита — баталпашинский репер, который фиксируется резкой пикой на кривой КС. Толщина репера — не более 2м. Баталпашинский горизонт обладает повышенной битуминозносгью и радиоактивностью и рассматривается в качестве нефтематеринского. Карбонатные породы репера серые, светло- и темно-серые, крепкие и массивные. Характерной особенностью баталпашинских глин, в отличие от хадумских, является резкое увеличение диаметра скважины, вызванное, по-видимому, уменьшением карбонатносги отложений.

СреднемаЙкопская подсерия представлена средним сейсмогеологическим комплексом. В ней выделяется четыре песчано-алевритовых пачки - V, IV, Ш, II. Пачки имеют различную площадь распространения, неодинаковую толщину и состоят, в свою очередь, из различного числа песчаных и алевритовых пластов, разделенных глинистыми пластами. В общем средний майкоп представлен серой глиной с зеленоватым опенком, гидрослюдистой, сидеритовой, отмечаются отпечатки рыбьей чешуи, плавников и мелких костей рыб, присутствуют мелкие зерна пирита, сидерита и глауконита, раковины пелеципод и гастропод. Иногда видны скопления микрозернистого карбоната. Общая толщина среднемайкоп-ской толщи составляет 150 м на Северо^Ставропольском своде до 850 м на Пе- • тропавловском поднятии. • 1

Верхний майкоп представлен олъгинскбй свитой, которая сложена глина-ми светлоокрашенными с редкими конкрециями сидеритов.

В верхней части ольгинской свиты развиты песчаные пласты 17, 16, 1б2 (снизу-вверх). В южном направлении пачки глинизируются и перестают выделяться на каротажных диаграммах. Отложения свиты реже представлены глинами темно-серыми, неслоястыми, неизвестковисгыми, сильно апевритистыми. В северной части в отложениях свиты получают развитие пять песчаных пластов (1з - Ii). Сложены пласты алевролитами и алевритами в различной степени глинистыми. К западу и югу происходит глинизация пластов до полного замещения. Общая толщина верхнего Майкопа составляет от 200 м до 850 м.

2. ФОРМАЦИОННОЕ СТРОЕНИЕ МАЙКОПСКОЙ СЕРИИ

На протяжении многих лет майкопская толща воспринималась геологами как единое тело, главным образом из-за её преимущественно глинистого состава. По результатам изучения обнажений на северном склоне Б. Кавказа и в Закавказье в составе майкопской серии разными авторами были выделены свиты и горизонты, корреляция которых осуществлялась по ряду характерных признаков, например, по наличию сидеритовых септарий, окраске и т.д. Однако к северу от Б. Кавказа, в платформенных областях выделение свит в составе майкопской серии, синхронных свитам в горной части региона, оказалось невозможным. Исключение составил хадумский горизонт, залегающий в основании майкопа. По специфическому глинисто-карбонапгному составу, повышенной биту-минозности и радиоактивности хадум четко выделяется в разрезе и прослежива-

ется на большой территории. Менее выдержан и распространен залегающий выше баталпашинский горизонт, по составу и строению весьма напоминающий хадум. Остальные свиты на платформах не выделяются.

Из-за отсутствия практического интереса изучение внутреннего строения майкопской серии в Северном Предкавказье практически не производилось. Сопоставление диаграмм ГИС не давало оснований для детализации строения майкопской серии и определения закономерностей залегания слагающих ее песчаных и глинистых пачек. В лучшем случае устанавливались особенности увеличения или уменьшения песчанистости в том или ином районе.

Однообразие строения майкопской серии послужило основанием для ее выделения в рамках одной формации. Это представление доминирует и в настоящее время. Напомним, чгго осадочные формации (геогенерации) - это крупные естественно обособленные (резкой сменой состава пород, перерывами, несогласиями) комплексы осадочных горных пород, связанных определенной общностью условий образования (физико-географической и тектонической обстановки) и отвечающих определенным стадиям развития крупных структурных элементов земной коры.

Исходя из этого определения в составе майкопской серии по данным сейсмической разведки теперь четко могут быть выделены обособленные геологические тела в ранге формации.

Нижнемайкопскую формацию образует хадумский горизонт. Он имеет плащеобразное строение и пользуется широким распространением. На востоке Центрального и на всей территории Восгоыного-Предкавказья хадум представлен темно-серыми до черных тонкослоистыми, битуминозными и радиоактивными глинами переменный - от 12 м. в западной части региона до 40-45 м. в восточной - толщины. По составу и условиям формирования она может быть представлена как битуминозная, карбонатно-глинистая с фацией черных глин осадочная формация, сформированная в аридной зоне опускания пассивной окраины континента. Судя по сейсмическим разрезам, хадум залегает согласно с подстилающими карбонатными отложениями эоцена, однако по данным бурения в подошве хадума повсеместно прослеживается неглубокий размыв, причем местами, например, на Журавской площади, глубина размыва достигает 40 и более метров. На Ставропольском своде хадум представлен тонким переслаиванием алевролитов и темно-серых небитуминозных глин, имеющих толщину 70-115 м и залегающих с размывом на белоглинском горизонте. Разрез хадума здесь отличается по литологическому составу от разрезов восточных районов, однако в целом хадум отчетливо характеризуется тонким чередованием слоев. Очевидно, что формирование хадума на всей территории Центрального и Восточного Предкавказья происходило в условиях короткопериодических тектонических колебательных движений, как источников сноса, так и бассейна осадконакопле-ния.

Таким образом, хадум Центрального и Восточного Предкавказья может быть представлен в виде двух субформаций, образующих латеральный форма-ционный ряд. По стилю осадконакогшения хадумский горизонт не отличается от эоценовых формаций: те же низкие скорости осадконакопления, то же плащеоб-

г гг

разное залегание, то же, как и в куме кое время, радиоактивное заражения бассейна и формирование битуминозных осадков.

В послехадумское время характер осадконакопления резко меняется. Начинается формирование среднемайкопской формации, в пределах которой выявлено шесть сейсмокомплексов. Увеличивается скорость погружения дна бассейна (до 100 м/млн. лет), формирование осадков происходит за счет бокового наращивания толщ, образуются четко выраженные сигмовидные тела - т.е. клино-формы. В восточной части Ставрополья выделяются пять крупных клиноформ-ных образования среднего Майкопа, включающих в себя клиноформы более высокого порядка. По принятой нами номенклатуре эти комплексные формации (клиноформы) имеют нумерацию с 1-го по 6-ой. Формирование клиноформ происходило путем последовательного заполнения бассейна с востока на запад. Движение фронта осадконакопления происходит таким образом, что в среднем Майкопе восточная часть Ставропольского свода и западная часть Восточно-Ставропольской впадины представляет собой недокомпенсированную часть бассейна. Вышележащая 6-ая клнноформа имеет широтное залегание. Судя по сейсморазрезам, ориентированным субмеридионально, движения фронта осадконакопления происходило с севера-востока на юго-запад. В подошве 6-ой клиноформы явные признаки размыва осадков не обнаружены. Это Говорит о том, что, возможно, осадки нижней клиноформной формации не выходили на дневную поверхность, однако, судя по характеру распределения толщин и смене областей сноса осадков, в регионе произошла существенная тектоническая перестройка. •

Верхнемайкопская формация состоит из двух клиноформ - седьмой и восьмой. Седиментация верхнего Майкопа происходила с севера на юг. Залегающая выше Майкопа верхнемиоценовая чокрак - караганская преимущественно песчаниковая толща также имеет клиноформное строение с отчетливым сносом осадков с юга, с хребтов воздымающегося Б. Кавказа.

•Таким образом, в строении майкопской серии принимают участие осадки трех формаций: глинистой битуминозной хадумской, среднемайкопской клиноформной, образованной преимущественно за счет поступление материала с востока на запад, и верхнемайкопской клиноформной, образованной за счет сноса материала с севера на юг.

По истории развития, по условиям седиментации, характеру распространения и выдержанности пластов хадумский горизонт практически повторяет спокойный характер седиментации нижележащих горизонтов, и в тоже время, резко отличается от вышележащих горизонтов.' Выявляется резкая смена режима осадконакопления от нормально мop¿кoгo глубоководного «вялого» до лавинообразного шельфового трамплинообразного. Следовательно, получает подтверждение мнение местных геологов о том, что хадум нужно выделить из состава майкопской серии и считать его самостоятельной стратиграфической единицей.

Безусловно, эта операция требует более тщательного исполнения, основанного на детальной корреляции сейсмических и скважинных исследований, которые из-за отсутствия диаграмм ГИС по многим скважинам мы не смогли выполнить. Хотелось бы надеяться, что анализ стратификации хадума и о преде-

ление его положения в системе местных подразделений разреза когда-нибудь будет выполнен.

3. ТЕКТОНИКА

Вопросами тектонического районирования отдельных районов и в целом региона на протяжении многих лет занимались многие исследователи. В настоящей работе за основу принята схема тектонического строения региона, разработанная А.И. Летавиным, В.Е. Орлом и др. [1987], учтены также и более поздние работы.

В региональном плане Северное Предкавказье большей своей частью располагается в пределах Скифской плиты, которая протягивается вдоль южного края Восточно-Европейской платформы от Каспийского до Азовского и Черного морей. На востоке Скифская плита уходит в акваторию Каспия. Северная граница Скифской плиты с Восточно-Европейской платформой проходит по краевым шовным разломам вдоль северного склона кряжа Карпинского. На северо-западе со Скифской плитой граничит Азовский выступ Восточно-Европейской платформы. На юге Скифская плита по системе глубинных разломов смыкается с альпийскими складчатыми сооружениями Кавказа. Исследуемая площадь лежит в пределах Центрального и Восточного Предкавказья. В северной части региона расположен авлакоген - вал Карпинского, фундаментом которого являются складчатые отложения верхнего палеозоя. Последние в северо-западной части вала выходят на поверхность, образуя восточную часть складчатого Донбасса. Вдоль южного склона вала Карпинского расположена протяженная узкая зона Манычских прогибов, представляющая собой систему самостоятельных депрессий. Среди крупных тектонических элементов палеозойской платформы, расположенной южнее зоны Манычских прогибов, выделяются Западно-Ставропольская впадина, Ставропольский свод и Прикумская система поднятий. Крупной внутриплатформенной впадиной является Восточно-Ставропольская, расположенная южнее Ставропольского свода и Прикумской системы поднятий. Южным ограничением молодой платформы является Ногайская тектоническая ступень. Она расположена на востоке региона южнее Прикумской системы поднятий. Юго-восточную часть Северного Кавказа занимает Терско-Каспийский передовой прогиб, который трассируется далее на восток в акваторию Каспийского моря. Этот_ крупный тектонический элемент с глубинами залегания фундамента от 6000 до 12000 м и выполненный отложениями от юры до антропоге-на осложнен многочисленными разломами и антиклинальными поднятиями.

4. ГАЗОНОСНОСТЬ

При описании газоносности майкопской серии были использованы результаты газохимических анализов, полученные в лабораториях СевКавНИПИ-Нефть и опубликованные в многочисленных отчетах. Весь массив данных сгруппирован в трех группах: газ свободный (из залежи), газ растворенный (в воде) и газ попутный (полученный при дегазации нефти). Кроме того мы провели группирование и осреднение данных по регионам (Центральное и Восточное Предкавказье) и по стратиграфическим подразделениям. При проведении этой работы мы отдавали себе отчет, что статистическая обработка массива данных, основанная только на определении среднеарифметического показателя, недостаточна для квалифицированной оценки однородности выделенных групп. Но тем

не менее мы были вынуждены ограничиться только этим показателем из-за нехватки времени и фрагментарности массива исходных данных.

Анализ распределения компонентного состава газа показывает определенные закономерности, сформированные под влиянием некоторых факторов.

Подавляющая часть показаний свободного газа приурочена к Центральному Предкавказью, где в эоцене, хадуме, Майкопе и чокраке обнаружены многочисленные залежи газа. В Восточном Ставрополье свободный газ встречается только в Майкопе на площадях Русский Хутор Северный, Приозерная и Закум-ская. Состав газа в хадуме, Майкопе и чокраке на площадях Центрального Предкавказья практически одинаков. Газ «сухой», с очень низким содержанием гомологов метана, диоксида углерода и азота. В Восточном Предкавказье майкопский газ содержит несколько меньше метана, однако это различие нельзя считать значимым. Газовые скопления обнаружены здесь в самых низах майкопской серии (в 1-ой клиноформе). Растворенный в воде газ представлен значительно шире. В Центральном Предкавказье газ, растворенный в водах майкопских и ха-думских отложений, практически не отличаются по составу от свободного газа. Вместе с тем определилось некоторое отличие этого газа от газа из вод подстилающих отложений: в эоцене, верхнем и нижнем мелу содержание метана менее 80%, содержание гомологов 7-10%, содержание СОг увеличивается сверху вниз от 1,6 до 7,1%, резко увеличивается содержание азота (до 15,6% в нижнем мелу).

Таким образом, по составу растворенного'газа в Центральном Предкавказье выделяются две совокупности, формирование которых, по-видимому, обусловлено генетическими причинами. Верхняя совокупность - хадумский, майкопский и чокракский газ - обязан своим образованием керогену арконового состава, тогда как газ нижней совокупности больше соответствует керогену с примесью алиновой органики. Скорее всего газогенерирующей толщей для этой совокупности являются нижнемеловые отложения, а для верхней — хадумские.

В Восточном Предкавказье также выделяются две совокупности. Верхнюю образуют газы майкопских, хадумских и эоценовых отложений. В них содержание метана повсеместно более 80% (86-89%), они несколько тяжелее синхронных газов Центрального Предкавказья. Это связано, во-первых, с преимущественно алиновым составом керогена хадумского и кумскою горизонтов, а во-вторых, с нисходящей миграцией газоводяных растворов из хадума вниз, вплоть до нижнего мела. Видимо, перенос метана в нисходящем элизионном потоке представляет определенную трудность. По компонентному составу верхний газ занимает промежуточное положение: он недостаточно «сухой», но и не «жирный». Очевидно, что здесь сказывается низкая растворимость гомологов метана в воде. Нижнюю совокупность образуют газы мезозойских отложений, обязанных своим образованием арконовому керогену, обычному для нижнемеловых и особенно юрских отложений.

Из приведенных данных видно, что газы Майкопа и хадума являются син-генеличными вмещающим отложениям. Можно с уверенностью утверждать, что они образовались в результате катагенеза керогена на раннем этапе, на градациях ПК3-МК|..

Сведения о попутном газе приведены для чисто формальной корреляции. В Центральном Предкавказье нефтяных залежей нет, в связи с чем в этом регио-

не попутные газы отсутствуют. В Восточном Предкавказье с его необыкновенно широким диапазоном нефтеносности - от олигоцена до нижнего триаса - попутные газы являются типичными нефтяными («жирными»), с содержанием метана около 60% и гомологов - до 33%. Существенных изменений состава попутных газов по разрезу нами не установлено.

5. СОСТАВ И СТЕПЕНЬ КАТАГЕНЕЗА ОРГАНИЧЕСКОГО ВЕЩЕСТВА МАЙКОПСКОЙ СЕРИИ Характеристики ОВ майкопской серии заимствованы нами из разных литературных источников.

Петрографический анализ показал, что большая часть керогена представлена аморфной бесструктурной массой. В обогащенных ОВ прослоях она диагностируется как коллоальгинит (II тип керогена на Ван - Кревелену, Н/Сет=1,1 - 1,5; Н1 = 300-700 мг УВ/г ТОС). В большей части образцов майкопской серии органическая масса сложена микстенитом (ГП-ГУ типы керогена, Н/Сох =0,54 -0,98 и Н1 = 10-300 мг УВ/г ТОС). В качестве примеси присутствует талломоаль-гинит, унифицированные обрывки растительной ткани, оболочки спор и пыльцы. По данным ИКС П тип керогена (хадум) характеризуется высоким содержанием насыщенных алифатических, алициклических и кислородных структур и весьма малым - моноароматических. Данные ЭПР также подтверждают невысокую конденсированносгь керогена П типа.

III - IV типы керогена в основном приурочены к породам, залегающим выше хадума. Аморфная масса остается преобладающим мацералом ОВ, однако возрастает роль детритной огранки (мацералы группы инертинита, витринита) и лейптинита. По всем геохимическим показателям четко проявляется ведущая роль наземной органики. Это создает благоприятную генетическую обстановку для генерации газа.

Органическое вещество пород представлено тремя морфологическими типами: дисперсно-рассеянными, гумусоподобным аморфным и углистым. В образцах пород редко присутствует один тип органического вещества, обычно отмечается комплекс двух либо трех типов. Резко доминирует тонкодисперсное ОВ, доля других разновидностей незначительна. Форма гумусоподобного типа ОВ нитевидная, продолговатая, линзовидная и обрывочная. Углистый тип ОВ отмечается в виде зерен в основном алевритовой размерности. Содержание органического углерода (Сорг ) в образцах пород изменяется в широких пределах (0,4 - 3,5 %). Модальное значение близко для всех частей разреза и составляет 1,0%. Среднее значение содержания Сорг для пород баталпашинской свиты составляет 1,2, для хадумской -1,32 %. С увеличением степени карбонатизации пород содержание Сорг снижается

По средним данным нижнемайкопская глинистая толща характеризуется примерно одинаковым содержанием битумоидов на всем протяжении платформенной части Восточного Предкавказья. Для хадумской свиты содержание ХБ в породах составляет: 0,81 % (Озек-Суат), 0,8 % (Прасковейская), 0,63 % (Ачику-лакская), 0,42 % (Журавская), 0,68 % (Советская); для баталпашинской свиты: 0,27 % (Озек-Суат), 0,20 % (Прасковейская), 0,35 % (Журавская), 0,4 % (Советская). Отмечается закономерное увеличение содержания битумоидов в породах с глубиной, что обусловлено, по-видимому, нарастающим уровнем катагенеза от-

ложений (восстановленное™ битумоидов) и отжатием части битумоидов вниз за счет уплотнения глинистой майкопской толщи.

В общем балансе содержания битумоидов преимущественно доминируют хлороформенные. Отношение ХБ/ДСББ пород Журавской и Прасковейской площадей составляет в среднем для пшехской подсвиты и баталпашинской свиты 1,4, для подсвиты Морозкиной балки 1,43. Пределы изменения этого отношения значительны и составляют для данных площадей 0,22-3,5. На Советской площади, где рассматриваемые отложения находятся на более значительных глубинах и, следовательно, в условиях более глубокого катагенеза,' отношение ХБ/ДСББ изменяется в пределах 1,6-13,8, в среднем составляя в баталпашинской свите 2,6, хадумской - 4,5.

Групповой состав хлороформенных бшумоидов характеризуется в среднем следующим содержанием компонентов: масла - 57,5 %,' смолы - 39,3 %, ас-фальтены - 3,2 %.Эле'мёнтный состав хлороформенных бшумоидов и нефти практически идентичен: бшумоид - С=82,3 %, Н-10,2%, (0' + N+8) =7,5 %; нефть - С=80,б %, Н=11,8 %, (О + N+8) =7,6 %. Отражательной способностью витринита (7,1-7,8%-ЮЛ8) определяется современная степень катагенеза. Она соответствует мезокагагенезу, градациям МК1-МК2.

Согласно битуминологическим данным, в майкопских глинистых породах Предкавказья присутствует в основном паравтохтонный битумоид.

Широкое распространение паравтохтонного битумоида обусловлено тем, что нижнемайкопская глинистая толща представляет собой в значительной мере закрытую систему, из которой эмиграция микронефти затруднена. Особенность ее геологического строения заключается в том, что глинистые и глинисто-карбонатные неколлекгорские отложения резко доминируют по объему над коллекторами. В таких условиях нефтематеринский эмиграционный потенциал пород слабо реализуется, что и подтверждается высоким обогащением пород углеводородами, содержание которых, рассчитанное по средней концентрации ХБ, составляет 6,7 кг/м3 в пшехской подсвите, 4,6 кг/'м3 в подсвите Морозкиной балки, 3,2 кг/мЗ в баталпашинской свите.

Наличие зон тектонического и литогенетического нарушения целостности пород в глинистой толще обусловливает формирование сингенетичных залежей нефти в рамках глинистых природных резервуаров.

Приведенные нами ' исследования 'майкопских отложений Восточного Предкавказья на установке Рок-Эвал показали следующее:

1. В хадумских и баталпашинских отложениях присутствует кероген всех трех типов.

2. В вышележащих отложениях присутствует кероген только III типа.

3. Т°М111(С для хадумских и баталпашинских образцов находятся в интервале 425442°, т.е. в самом начале «нефтяного окна».

4. Водородный индекс Н1 («нереализованный генерационный потенциал») хадумских и баталпашинских образцов составляют 40-550 мг УВ/г породы. Учитывая низкую степень катагенеза пород, полученные нами значения Н1 следует считать низкими до средних.

5- Т°ма1СС для вышележащих глин Майкопа колеблется от 422 до 433° С и, таким образом, отвечает граници незрелого керогена и «нефтяного окна».

6. Водородный индекс HI для керогена надхадумских глин составляет 30-155 мг УВ/г породы, указывая на весьма низкий потенциал этих отложений.

7. Углеводородный индекс (HCl = Sj /ТОС мгУВ/г TOC) у майкопских отложений весьма низок. Для хадумско-баталпашинских отложений он колеблется от 0,8 до 1,4 мг УВ/г ТОС, достигая максимума на глубине 2200 м. У керогена надхадумских глин HCl колеблется в пределах 0,5-0,7 мг УВ/г ТОС.

Расчеты степени катагенеза майкопских отложений по методу СИТ (Н.В.Лопатин. Ю.А.Висковский) показали, что в пределах Восточного Ставрополья хадумский горизонт вышел в условие ГФН в позднем плиоцене, т.е. практически «вчера», и не успел еще реализовать в полной мере свой генерационный потенциал.

К сожелению, нам не удалось собрать такую же подробную информацию по Центральному Предкавказью, вследствии чего мы не смогли дать сравнительную оценку состава и условий преобразования керогена в обоих регионах. По этой же причине выводы о преимущественной газоносности Центрального Предкавказья и преимущественной нефтеносности Восточного Предкавказья не будут достаточно аргументированы данными по исходному OB. Этот недостаток в значительной мере сглаживается тем, что по нашему мнению, фазовый состав генерируемых нафтидов определяется не столько составом керогена, сколько геофлюидодинамическим фактором: в ходе прогрессивного катагенеза закрытые системы будут синтезировать микронефть, тогда как в открытых системах термодеструкция керогена приведет к генерации газа.

6. НЕФТЕНОСНОСТЬ

По фазовому составу среди нафтидов Прикумской области Средне-Каспийского нефтегазоносного бассейна преобладают нефти, в то время как га-зоконденсатные системы и горючий газ встречаются в резко подчиненных количествах. По физическим и химическим показателям нефти Прикумской НТО образуют две четко различающиеся группы - верхнюю и нижнюю. Верхнюю группу образуют нефти из палеогеновых и верхнемеловых отложений; сюда же относятся нефти иззалежей в верхнем альбском песчанике (пласт I -К]),обнаруженные, на площадях Ачикулак, Лесная, Союзная, Южная, Праско-вейская, Восточная и др. Нефти верхней группы утяжеленные (850 - 880 кг/м3), содержат большое количество силикагелевых смол и асфальтенов (в сумме 9,2 -13,3%) и твердыхпарафинов (6 - 10%). Содержание серы невелико - 0,185 -0,280%. В углеводородном составе бензиновой фракции в значительном количестве присутствуют циклометиленовые УВ (36 - 38%), содержание алканов составляет 46 - 50%, аренов - 13 - 16%. Таким образом, состав нефтей - нафтено-во-метановый.

Нефти второй группы обнаружены в триасовых, юрских и нижнемеловых (неокомских и альбских) отложениях, где они образуют часть залежей пласта I -Ki. Эти нефти легкие (800 - 820 кг/м3), содержат относительно мало смол и асфальтенов (в сумме 2,8 - 5,4%), большое количество твердых парафинов (16 - 25, в некоторых случаях до 35%), малосернистые (0,036 - 0,151%). В составе бензиновой фракции резко преобладают алканы (60 - 70%), содержание циклометиле-новых УВ составляет!8 - 29%, ароматических - 10 - 13%. По классификации А. Ф. Добрянского нефти этой группы относятся к метановому типу.

Таким образом, четко устанавливаются генетические различия нефтей Прикумской НТО. Верхние нефти - молодые, слабо преобразованные. По мнению ряда исследователей, их генерация происходит в настоящее время в нижне-олигоценовых глинах, а залежи формируются на путях нисходящей миграции от нижнего олигоцена до верхнего альба. Примечательно, что все залежи нефтей этой группы относятся к числу несовершенных: у них нет четкого ВНК, они обычно смещены на периклинали и крылья поднятий, очень редки притоки безводной нефти. Нефти нижней группы значительно более преобразованные, хотя их залежи сформировались сравнительно недавно, после раскрытия палеоген-мезозойского водонапорного комплекса в плиоценовое время.

Нефтеносность приурочена к низам майкопской толщи в Восточном Предкавказье. Максимальное нефтеобразование приурочено к району Журав-ской группы поднятий. Это обусловлено развитием здесь хадума повышенной толщины до 110 м, вместо обычных 40 м и наличием здесь баталпашинской свиты, которая по составу и по мощности близка к хадуму. Причем хадум содержит как сам по себе нефть, так и отдает ее в рамках нисходящего эрозионного потока в верхний и нижний мел.

7. ГЕОФЛЮИДОДИНАМИЧЕСКАЯ КОНЦЕПЦИЯ НЕФТЕГАЗООБРАЗОВАНИЯ

Ниже излагается новая концепция раздельной генерации нефти и газа, в основе которой лежат представления о принципиальном различии хода химических процессов в открытых и закрытых системах, т. е. в реакторах с низкими и высокими давлениями. Эта концепция была предложена и разработана профессором кафедры месторождений полезные ископаемых и их разведки Российского университета дружбы народов Е.И. Тараненко в 1997г На ее основе была создана принципиально новая схема фазовой зональности нефте- и газообразования. Среди химиков прочно укрепилось правило, гласящее, что фазовое состояние конечных продуктов реакций можно в известной мере предопределять, регулируя не только температуру, но и давление. В частности, синтез сложных молекул легче осуществляется при высоких давлениях, тогда как для получения газообразных продуктов лучше пользоваться реакторами низкого давления. Высокие давления, по принципу Ле-Шателье, содействуют формированию систем с минимально возможным объемом, наиболее плотной упаковкой атомов. Давление, создаваемое в закрытой системе, не позволяет разлетаться продуктам деструкции исходного вещества, сближает их, помогая преодолеть порог отталкивания и обеспечивая синтез стабильных молекул.

Если рассматривать под этим углом зрения катагенез 0В, то следует различать преобразование керогена в открытых и закрытых природных генерационных системах.

Под "открытой" генерационной системой мы подразумеваем глинистую производящую толщу (пласт, горизонт, свиту), испытывающую в ходе катагенеза нормальное уплотнение, т.е. свободно отдающую поровые флюиды. В такой системе преобразование керогена идет по линии преимущественной деструкции с образованием легких осколков: газов, воды, парообразных компонентов Быстрый уход летучих веществ повышает энтропию системы, и поэтому катагенез

херогена в открытых системах энергетически выгоден, идет быстро, с глубоким разложением керогена и генерацией больших объемов газа.

"Закрытая" генерационная систем формируется в недоуплотненных глинах с весьма затрудненной отдачей поровых флюидов. В закрытой системе из-за невозможности ухода продуктов термолиза в основном происходит внутримолекулярная перестройка керогена с образованием устойчивых в данных термобарических условиях структур. Определяющим процессом будет уплотнение углеродного скелета керогена, которое, как это установлено многочисленными данными, проявляется в образовании конденсированных полиароматических структур (кластеров). Обладая наиболее плотной упаковкой углеродных атомов, кластеры отторгают рыхлые гетероатомные композиции. Уплотнение сопровождается внутримолекулярной миграцией (диспропорционированием) атомов, среди которых основная роль принадлежит водороду (точнее, его ядру- протону). Обладая низкой энергией активации, протоны раньше других элементов вовлекаются в процессы внутримолекулярной миграции, обеспечивая гидрогенизацию продуктов деструкции и их каталитический синтез в соединения с более низким уровнем свободной энерпш. К таким соединениям, помимо воды, двуокиси углерода и других неорганических веществ, относятся УВ и обогащенные гетероа-томами не УВ, которые в сумме образуют то, что обычно принято называть микронефтью. Миграция протонов обусловливает полную гидрогенизацию новообразованной молекулы микронефти, вследствие чего она теряет химические связи с углеродным скелетом керогена. Только после этого микронефть получает возможность раствориться в воде или газе и подготовиться к миграции. Конденсирование углеродного скелета керогена уменьшает энтальпию системы (реакция идет с выделением тепла), а уход молекул микронефти - увеличивает энтропию, что термодинамический выгодно для развития реакций катагенеза.

Из сказанного выше следует, что фазовый состав нафггидов определяется, прежде всего, термобарическим состоянием очага прогрева. По историко-генетическим показателям выделяются три генерационные модели. Модель "открытого генерационного очага" отвечает условиям первоначально гидравлически свободного очага прогрева, лишенного региональных флюидоупоров или нарушенного активными разломами. Очаги открытого типа генерируют большое количество газа, однако возможности его аккумуляции оцениваются весьма скромно. Модель "закрытого генерационного очага" реализуется в материнских толщах, не имеющих возможности свободной отдачи поровых вод. "Закрытая" система обычно образуется под эффективным региональным флюидоупором на этапе общего погружения осадочного бассейна. Формирование закрытых очагов на доинверсионном этапе развития может считаться общим правилом для большинства НГБ. В генерационных очагах закрытого типа образуется преимущественно нефть, однако ее мобилизация и аккумуляция невозможны до раскрытия очага генерация. Модель "нормального генерационного очага" является комплексной: она включает себя вторую модель и ее продолжение на постинверси-опном этапе развития региона Установлено, что региональное воздымание приводит к эрозии осадочного чехла, а также к обновлению древних и заложению новых разломов, что обусловливает, в конечном счете, раскрытие глубинных водонапорных комплексов и формирование элизионных потоков. Степень раскры-

тия зависит от длительности постинверсионного этапа и эффективности дренирующих каналов. При снижении поровых давлений до уровня, близкого к гидростатическому, нефтеобразование неминуемо переходит в газообразование.

На доинверсионном этапе в очаге прогрева будет происходить генерация микронефти, однако ее эвакуация начинается только после раюфытия системы на постинверсионном этапе. Очевидно, что формирование нефтяных месторождений начинается именно с момента раскрытия генерационного очага. Факты говорят, что подавляющее большинство НГБ развивается по третьей модели, вследствие чего она и названа "нормальной".

8. ГЕОФЛЮИДОДИНАМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ НАФТИДООБРАЗОВАНИЯ В ЦЕНТРАЛЬНОМ ПРЕДКАВКАЗЬЕ Исходя из положений, изложенных выше, нами были составлены модельные геофлюидодинамические конструкции генерационных процессов в Центральном и Восточном Предкавказье. С этой целью, на первом этапе была исследована степень тектонической нарушенное™ Ставропольского свода на примере Северо-Ставропольского месторождения. В 2001 - 2002 гг. был проведен комплекс геолого-геофизический работ на Пелагиадинском участке СевероСтавропольского месторождения с целью мониторинга герметизации подземного хранилища газа:

- структурно-геодинамическое картирование (эманационная, газовая съемки и сейсмоакустическое зондирование);

- газогеохимические исследования;

- комплексные геохимические наблюдения радона, водорода почвенного воздуха и атмосферного электрического;

- профильные сейсмические исследования МОГТ в модификации ВРС.

Повышенная тектоническая активность находит отражение в характере волнового поля таким образом, что на профилях, находящихся на расстоянии 500-700 м друг от друга волновые картины абсолютно не похожи.

Из отработанных методов изучения тектонической нарушенное™ разреза наиболее эффективными оказалось высокоточная сейсмика и газо-химическая съемка. Анализ полученных аномальных зон позволяет сделать следующие выводы: расположение геохимических аномалий показывает их приуроченность к линейным зонам, которые мы связываем с зонами дизъюнктивной, наруптенно-сти. Расположение этих зон также подтверждается сейсмическими данными и показаниями уплотнения хадумских глин. В обобщенном виде зоны повышенной трещинноватости распределены по двум азимутам: с юго-востока на северо-запад и с юго-запада на северо-восток. Азимутальное расхождение этих зон составляет около 60". Первое направление четко коррелируется с простиранием реки Ташла и соответствует разлому молодого заложения. Второе направление подтверждается азимутами тальвелов боковых ручьев и оврагов. По геотектоническим данным зоны второго направления связаны с зонами разломов древнего (докембрийского) заложения.

Прослеженные тектонические нарушения, которые являются флюидопро-водящими каналами имеют различный характер и длину, секут хадумские, майкопские и чокрак-караганские отложения, или затухают в Майкопе, или прослеживаются вплоть до земной поверхности. В целом, распределение разломов ука-

зывает на очень высокую степень раздробленности земной коры (расстояние между соседними разломами достигает 280 м).

Вследствие этого район изученного месторождения и соседние районы следует рассматривать как весьма раздробленный участок земной коры, на котором активно проявляются межпластовые перетоки флюидов, вплоть до выхода их на дневную поверхность (грифоны).

Это объясняет высокую степень газонасыщенности разреза как под так и выше майкопской толщи. В пределах Ставропольского свода майкопская толща не является флюидоупором.

В качестве газогенеранионной толщи на Северо-Ставропольском месторождении автором рассматривается хадум. Статистический анализ показывает, что залежи, газа в среднем и верхнем Майкопе на территории Центрального и Восточного Предкавказья приурочены в основном к песчано-алевритовым телам, развитым в ундо- и фондаформах. Бесперспективна собственно клинофор-ма. Формирование газовых скоплений определяется наличием проводящих разломов, секущих хадум и какую-то часть среднего и верхнего Майкопа. Анализ сейсмических данных показывает, что большинство разломов затухает внутри майкопской толщи на разных стратиграфических уровнях. Верхнюю границу газоносной части разреза можно установить по данным термического каротажа. На диаграммах термокаротажа она определяется отрицательным градиентом температур.

Совершенно очевидно, что в этом регионе осадочный чехол представляет собой типичную "открытую" систему, в Которой четко реализуются. процессы термодеструкции керогена и образования газа. Установлено, что в "открытых" системах газообразование начинается в мягких термобарических условиях до проявления главной фазы нефтеобразования, как правило на градациях ПКз -начало MKj. в результате изотопно-кинетических реакций на этих градациях катагенеза мегильные группы, из которых образуется метан, характеризуются высоким изотопным смещением углерода, вследствие чего, образующийся метан имеет 5С13 до - 75 %>.

Таким образом, мы полагаем, что:

- во-первых, ставропольский газ имеет не биохимическое, а низкотемпературное термокаталитическое происхождение;

- во-вторых, в Центральном Предкавказье газ генерирует вся осадочная толща, вследствие чего наблюдаемые вариации состава газа носят локальный характер.

Образующийся, газ по системе разломов проходит сквозь неэффективные и мало эффективные глинистые покрышки в майкопской толще, образуя на путях миграции залежи газа, время, жизни которых в геологическом масштабе очень мало. Подтверждением этому служат многочисленные газоводяные грифоны, наблюдающиеся на многих площадях Центрального Предкавказья.

Что касается условий формирования в майкопских клиноформах газовых залежей, то здесь необходимо сочетание нескольких факторов:

- наличие гранулярных коллекторов, которые, в основном, приурочены к ундо-и фондаформым частям клиноформ;

- наличие антиклинальных и литологических ловушек, образующих природные резервуары;

- наличие разрывных нарушений (разломов), дренирующих майкопскую толщу и являющихся путями миграции газовых струй.

Поскольку, вероятность сочетания перечисленных критериев относительно невелика, то в Восточном Предкавказье наблюдается очень низкая газоносность. Наблюдающиеся в Майкопе нефтепроявления, во-первых, все приурочены к самым низам майкопской серии (хадумскому и баталпашинскому горизонтам), во-вторых, все они приуроченык восточной части региона, от Журавской площади до Озек-Суата.

Проведенные нами исследования показали, что нижнемайкопские отложения и низы среднего Майкопа резко недоуплогнены, образуя типичную "закрытую" систему. Как указывалось выше, для "закрытых" систем характерны процессы, ведущие к синтезу микронефти, который в значительной мере стимулируется сапропелевым составом органики в хадумском и баталпашинском горизонтах. Историко-генетические исследования показали, что низы майкопской серии вошли в условия ГЗН в позднем плиоцене, т. е. где-то на рубеже 5 млн. лет. Несколько позднее, произошло раскрытие глубинных водонапорных комплексов в результате денудации осадочного чехла на валу Карпинского. В настоящее время волна депрессий достигла Прикумской зоны поднятий, где и начались активные процессы миграции нефти и процессы формирования нефтяных залежей. Поскольку генерация нефти в нижнемайкопских отложениях не успела привести к полной реализации нефтематеринского потенциала, то раскрытие глубинных водонапорных комплексов привело к смене фазового состава образующихся нафтидов: нефтевбразование сменилось газообразованием. Современные газообразования фиксируются по данным газового каротажа в хадумских и баталпашинских отложениях на площадях Журавской группы поднятий.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Изложенные выше материалы показали, что нами выполнены все поставленные ранее задачи:

1. Проведено детальное изучение строения майкопской серии на территории Центрального и Восточного Предкавказья.

2. Выполнен формационный анализ и построены схемы размещения майкопских клиноформ. Установлено, что нижний Майкоп образует самостоятельную форматщюоткрытого моря,залегающую плащеобразно на территории всего изученного региона. Верхнемайкопская формация в объеме 2-х клиноформ заполняла осадочный бассейн с севера на юг. Среднемайкопская формация представлена 6-ью клиноформами, которые последовательно наращивают осадочный чехол с востока на запад. Анализ показывает, что условия формирования и строения нижнемайкопской формации резко отличаются от условий формирования среднего и верхнего Майкопа. Исходя из полученных результатов, мы предлагаем нижний майкоп выделить в ранге самостоятельного стратиграфического подразделения.

3. Уточнены схемы строения и эволюции нижнемайкопского природного резервуара на Журавской площади.

4. На примере Северо-Ставропольского поднятия выявлена высокая степень тектонической нарушенное™ осадочного чехла в пределах Центрального Пред-

кавказья. По сути дела, весь осадочный чехол от фундамента до поверхности представляет собой единую газопроводящую систему.

5. По данным геофлюидодинамического анализа осадочный чехол Центрального Предкавказья представляет собой "открытую" гидравлическую систему, с присущими ей процессами мощного газообразования. Вследствие этого все Центральное Предкавказье представляет собой область преимущественного газонакопления. В Восточном Предкавказье нижнемайкопские отложения характеризуются резким недоуплотнением глинистых пород, соответствующим "закрытой" системе. В "закрытых" системах активно реализуется синтез нефти и ее эвакуация после раскрытия системы. Эта модель нефтеобразования наблюдается в Восточном Предкавказье не только в низах Майкопа, но и в залегающих ниже мезозойских отложениях. Этим объясняется преимущественная нефтеносность Восточного Предкавказья.

6. Уточнены условия формирования газовых скоплений в клиноформах среднего и верхнего Майкопа.

Вместе с тем, мы отдаем себе отчет в том, что проблема строения майкопской серии и особенно ее нефте- и газоносности, решена не окончательно. По нашему мнению, необходимо продолжить исследование майкопской серии, имея в виду решение следующих задач:

1. Определение источников сноса для формирования мощной глинистой толщи на южной окраине Восточно-Европейской платформы. Естественно, что майкопская серия имеет полигенное происхождение и была сформирована за счет разных источников сноса. Нам не удалось выявить влияние на образование Майкопа глинистых толщ юры и нижнего мела Большого Кавказа.

2. Необходимы дальнейшие исследования по определению катагенетической зональности майкопской серии и по выявлению зависимостей между степенью катагенеза OB, фазовым составом образующегося нафгада и масштабами его образования.

Мы полагаем, что выполнение предлагаемых нами исследований позволит внести ясность в проблему Майкопа.

СПИСОК ОПУБЛИКОВАННЫХ РАБОТ ПО ТЕМЕ ДИССЕРТАЦИИ

1. Белокопытова Л.Г., Дагаев Л.А. Багдасарян МЛ. (Евдокимова М.Л.). Тектонические элементы фундамента Восточного Предкавказья в предолигоценовую эпоху// Первая региональная научно-техническая конференция. Сборник тезисов. - Ставрополь: СтГТУ, 1995. - С.15-16.

2. Лялин A.B., Козуб А.П., Тимонин А.Б. Багдасарян MJI. (Евдокимова М.Л.). Геолого-геофизическая интерпретация ловушек УВ неантиклинального типа в пределах Степновского поднятия Восточного Предкавказья// Материалы XXVIII научно-технической конференции. Сборник тезисов. Том1. - Ставрополь: СтГТУ, 1998. - С.15-17.

3. Лялин A.B., Зеленков В.А., Багдасарян М.Л. (Евдокимова М.Л.). Геолого-геофизическая интерпретация ловушек УВ неантиклинального типа в пределах Восточного Предкавказья// Региональная научно-техническая конференция: Сборник тезисов. - Ставрополь: СтГТУ, 1998. - С.29-30.

4. Лялин А.В., Багдасарян М.Л. (Евдокимова МЛ.). Необходимость изучения циклических процессов при поиске неструетурных ловушек углеводородов// Циклы природы и общества.VI Международная конференция - Ставрополь: СтГТУ, 1998. - С.68-70.

5. Козуб А.П., Зеленков В.А., Лялин А.В. Багдасарян МЛ. (Евдокимова М.Л.). Геолого-геофизическая интерпретация ловушек углеводородов неантиклинального типа в пределах Озек-Суатского поднятия Прикумской системы поднятий// Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа. К созданию общей теории неф-тегазоносности недр: Материалы второй международной конференции - М.: ГЕОС, 1998. - С.104-108.

6. Тараненко Е.И., Хакимов М.Ю., Евдокимова МЛ. Условия формирования нижнемайкопского глинистого природного резервуара на примере Журавской группы площадей// Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа. К созданию общей теории нефтегазоносносги недр: Материалы шестой международной конференции. Книга 2. - М.: ГЕОС, 2002. - С.237-238.

7. Евдокимова МЛ. Комплексный анализ дизъюнктивной нарушенное™ осадочного чехла на одном из газовых месторождений Ставрополья.// Материалы XXIX научно-технической конференции преподавателей, сотрудников и аспирантов: Сборник тезисов - М.; Изд-во РУДН, 2003. - С.54-55.

Евдокимова Марианна Ленсеровна (Россия) "Условия формирования и нефтегазоносность майкопской серии

Центрального и Восточного Предкавказья" Для Центрального и Восточного Предкавказья впервые был выполнен геофлюидодинамический анализ, который позволил определить причины преимущественной газоносности Центрального Предкавказья и нефтеносности Восточного Предкавказья. Осадочный чехол Центрального Предкавказья интенсивно разбит разломами от поверхности до фундамента, вследствие чего представляет собой "открытую" систему, в которой реализуется исключительно газообразованием. Осадочный чехол Восточного Предкавказья содержит 1,5 км глин майкопской серии, которые надежно изолируют палеогеновые и мезозойские отложения, образуя "закрытую" систему, в которой осуществляется преимущественно образование нефти.

For the first time the geofluid-dinamic analys was executed for Central and Eastern Precaucasus, which was allowed to define the primary reasons of Central Pre-caucasus gas content and of Eastern Precaucasus oil content. The Central Precaucasus sedimentary cover is intensity crashing of many faults from surface to basement. And so, Sedimentaiy cover is represents yourself "open" system, in which is being realize with gas generation only. In Eastern Precaucasus it is contains 2460 ft clay of Maikop series, which was safe sealing off paleogenic and Mesozoic deposits, by constituting the "closed" system, in which is being implemented primary the oil formation.

Evdokimova Mariana Lenserovna (Russia) 'The forming conditions and petroleum content of Maikop series in Central and Eastern Precaucasus"

Тираж 100 экз. Объем 1,25 п.л. Заказ № 27/11-8Т Подписано в печать 22.11.2003 г. Москва, 115419, а/я 774, ул. Орджоникидзе, 3 Отпечатано в ООО «0ргсервис-2000»

»2147 1

-Л

2.1 А/Г

Содержание диссертации, кандидата геолого-минералогических наук, Евдокимова, Марианна Ленсеровна

ВВЕДЕНИЕ

1. ЛИТОЛОГО-СТРАТИГРАФИЧЕСКАЯ И ГЕОФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКИ РАЗРЕЗА

1.1. ЦЕНТРАЛЬНОЕ ПРЕДКАВКАЗЬЕ

1.2. ВОСТОЧНОЕ ПРЕДКАВКАЗЬЕ

1.3. ЛИТОЛОГО-СТРАТИГРАФИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА МАЙКОПСКОЙ СЕРИИ

1.4. МИНЕРАЛОГИЧЕСКИЙ СОСТАВ И СТРУКТУРНЫЕ ОСОБЕННОСТИ НИЖНЕМАЙКОПСКИХ ГЛИН

2. СТРОЕНИЕ МАЙКОПСКОЙ СЕРИИ ЦЕНТРАЛЬНОГО И ВОСТОЧНОГО ПРЕДКАВКАЗЬЯ

2.1. ИСТОРИЯ ИЗУЧЕНИЯ КЛИНОФОРМНОГО ОСАДКООБРАЗОВАНИЯ В ПРЕДКАВКАЗЬЕ

2.2. СТРУКТУРНАЯ МОДЕЛЬ КЛИНОФОРМЫ

2.3. ОСОБЕННОСТИ СТРОЕНИЯ СРЕДНЕ- И ВЕРХНЕМАЙКОПСКИХ КЛИНОФОРМНЫХ ТОЛЩ

2.4. ОБСТАНОВКА ОСАДКОНАКОПЛЕНИЯ

2.5. ПРОГНОЗИРОВАНИЕ ПЕРСПЕКТИВНЫХ ЗОН НА НАЛИЧИЕ УВ

2.6. ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ МАЙКОПСКОЙ СЕРИИ

3. ТЕКТОНИКА

3.1. ТЕКТОНИЧЕСКОЕ РАЙОНИРОВАНИЕ ЦЕНТРАЛЬНОГО И ВОСТОЧНОГО ПРЕДКАВКАЗЬЯ

3.2. ТЕКТОНИКА ОСАДОЧНОГО ЧЕХЛА

4. ГАЗОНОСНОСТЬ

4.1. СОСТАВ ГАЗА В МАЙКОПСКИХ ОТЛОЖЕНИЯХ

4.2. УСЛОВИЯ ГАЗООБРАЗОВАНИЯ В ЦЕНТРАЛЬНОМ ПРЕДКАВКАЗЬЕ

5. СОСТАВ И СТЕПЕНЬ КАТАГЕНЕЗА ОРГАНИЧЕСКОГО ВЕЩЕ

Щ СТВА МАЙКОПСКОЙ СЕРИИ

6. НЕФТЕНОСНОСТЬ

6.1. ИСТОРИКО-ГЕНЕТИЧЕСКИЕ ОСОБЕННОСТИ НЕФТЕОБРАЗО-ВАНИЯ В МАЙКОПСКИХ ОТЛОЖЕНИЯХ

6.2. ХАРАКТЕРИСТИКА НИЖНЕМАЙКОПСКИХ НЕФТЕЙ

7. ГЕОФЛЮИДОДИНАМИЧЕСКАЯ КОНЦЕПЦИЯ НЕФТЕГАЗООБ-РАЗОВАНИЯ

7.1. ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ МОДЕЛИРОВАНИЯ НЕФТЕ-ГАЗООБРАЗОВАНИЯ В РАЗЛИЧНЫХ БАРИЧЕСКИХ СИСТЕМАХ

7.2. ОБЩАЯ СХЕМА ФАЗОВОЙ ЗОНАЛЬНОСТИ НЕФТЕГАЗООБРА-ЗОВАНИЯ

8. ГЕОФЛЮИДОДИНАМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ НАФТИДООБРА-ЗОВАНИЯ В ЦЕНТРАЛЬНОМ ПРЕДКАВКАЗЬЕ

9. МОДЕЛЬ ГЛИНИСТОГО ПРИРОДНОГО РЕЗЕРВУАРА НЕФТИ И

ГАЗА НА ЖУРАВСКОЙ ПЛОЩАДИ

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Условия формирования и нефтегазоносность Майкопской серии Центрального и Восточного Предкавказья"

Майкопская серия (олигоцен - нижний миоцен) образует гигантскую глинистую линзу, обрамляющую с юга Восточно-Европейскую платформу. На протяжении всей истории ее изучения она рассматривается как региональная нефтегазо-производящая и нефтегазосодержащая толща. По общегеологическим представлениям с ней должны быть связаны значительные по запасам месторождения нефти и газа, однако в действительности реализованный генерационный потенциал майкопской серии выглядит весьма скромно. До настоящего времени попытки объяснить этот феномен не привели к сколь-нибудь существенным результатам.

Объясняется это тем, что из-за неопределенности перспектив нефтегазонос-ности майкопской серии интерес к ней производственников резко упал. Сократились объемы бурения, научных исследований и публикаций по этой проблеме.

Вместе с тем нефтепромысловая значимость майкопской серии по-прежнему рассматривается достаточно высоко. Для достижеиия успехов в этом направлении необходимо продолжение научных исследований и, в частности, углубленный анализ строения толщи. Актуальность и сложность этого анализа определяется клипо-формной композицией геологических тел, образующих майкопскую серию. По-прежнему не выяснены в полной мере особенности катагенеза майкопской серии и условия реализации ее генерационного потенциала. И хотя еше не достигнута необходимая плотность профилей, определяемая сложным клиноформным строением майкопских отложений, полученные результаты позволяют сформировать новые представления о формационном строении майкопской серии, уточнить направления сноса седиментационного материала и, соответственно, определить области, перспективные для поиска неантиклинальных ловушек газа. К сожалению в проблеме Майкопа не появились новые материалы об источниках сноса осадков, за счет которых сформировалась гигантская, преимущественно глинистая, толща.

ЦЕЛЬ РАБОТЫ - создание формационной композиции майкопской толщи на территории Центрального и Восточного Предкавказья как основы для оценки перспектив нефтегазоносности этого региона.

ПРАКТИЧЕСКОЕ ЗНАЧЕНИЕ. 1. Генерация нефти происходит в нижнемайкопской битуминозной формации, при этом залежи нефти располагаются как в нижнемайкопских глинистых природных резервуарах, так и в нижележащих эоценовых и верхнемеловых карбонатных природных резервуарах и в нижпемелоиых гранулярных коллекторах. 2. Генерация газа также происходит в пижпемайкопской формации, при этом газовые скопления приурочены к собственно газоматсрипским отложениям, а также к фопдаформам и ундаформам вышележащих среднемайкоп-ских и верхнемайкопских клиноформных комплексов. 3. Генерация нефти и газа обусловлена преобразованием исключительно нижнемайкопской формации, причем фазовый состав нафтида определяется уровнем катагенеза керогена и степенью раскрытия системы.

ЗАДАЧИ ИССЛЕДОВАНИЙ. 1. Анализ строения майкопской серии по данным сейсмической разведки и глубокого бурения и определение особенностей размещения клиноформных тел. 2. Формационпый анализ и построение схемы распределения майкопских формаций (сейсмокомплексов). 3. Разработка геофлюидо-динамической модели раздельной генерации нефти и газа в изучаемом регионе. 4. Уточнение схемы строения и эволюции нижнемайкопского глинистого природного резервуара на Журавской площади.

НАУЧНАЯ НОВИЗНА. 1. Для Центрального и Восточного Предкавказья создана новая научно-обоснованная схема расчленения майкопской серии на три формации: нижнемайкопскую (хадумскую) морскую, среднемайкопскую клино-формную, сформированную результате заполнения бассейна с востока на запад, и верхнемайкопскую клиноформную, сформированную при заполнении бассейна с севера на юг. 2. Впервые составлены карты ареалов распространения и толщин клиноформных комплексов. 3. Впервые предложено научное обоснование причин раздельной генерации нефти и газа в изучаемом регионе.

ЗАЩИЩАЕМЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ. 1-ый тезис. Майкопская серия в Центральном и Восточном Предкавказье представляет собой систему геологических тел, основным компонентом которой являются клиноформы, которые в среднемай-копское время формировались, заполняя бассейн с востока на запад, тогда как в верхнемайкопское время фронт заполнения двигался с севера на юг.

2-ой тезис. Осадочная толща в пределах Центрального Предкавказья интенсивно разбита разломами, и, поэтому представляет собой "открытую" систему, в которой происходит исключительно генерация газа.

ФАКТИЧЕСКИЙ МАТЕРИАЛ. Диссертация написана по фондовым материалам, находящимся в ОАО «Ставропольнефтегеофизика», по литературным данным, а также по материалам, собранным на кафедре МПИ Российского университета дружбы народов. С целью корреляции сейсмических данных и разрезов скважин использовано восемь составных региональных профилей и диаграммы ГИС по 68 скважинам. Для построения модели глинистого природного резервуара использованы диаграммы ГИС по 37 скважинам.

ЛИЧНОЕ УЧАСТИЕ. 1. Проведен сейсмостратиграфический анализ майкопской серии на территории Центрального и Восточного Предкавказья. 2. Составлены карты ареалов распространения и толщин клиноформных комплексов. 3. Собраны и проанализированы материалы по газоносности Центрального Предкавказья, позволившие уточнить здесь условия преимущественного газообразования. 4. Предложена схема эволюции ГПР на Журавской площади.

ПУБЛИКАЦИИ. По теме диссертации опубликовано семь печатных работ.

СТРУКТУРА И ОБЪЕМ РАБОТЫ. Диссертация состоит из введения, 9 глав и заключения, общим объемом 114 страниц текста, дополненного 63 рисунками и 8 таблицами. Список использованной литературы включает 50 наименований.

Заключение Диссертация по теме "Геология, поиски и разведка горючих ископаемых", Евдокимова, Марианна Ленсеровна

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Изложенные выше материалы показали, что нами выполнены все поставленные ранее задачи:

1. Проведено детальное изучение строения майкопской серии на территории Центрального и Восточного Предкавказья.

2. Выполнен формационный анализ и построены схемы размещения майкопских клиноформ. Установлено, что нижний Майкоп образует самостоятельную формацию открытого моря, залегающую плащеобразно на территории всего изученного региона. Анализ показывает, что условия формирования и строения нижнемайкопской формации резко отличаются от условий формирования среднего и верхнего Майкопа. Исходя из полученных результатов, мы предлагаем нижний Майкоп выделить в ранге самостоятельного стратиграфического подразделения. Среднемайкопская формация представлена 6-ью клиноформами, которые последовательно наращивают осадочный чехол с востока на запад. Верхнемайкопская формация в объеме 2-х клиноформ заполняла осадочный бассейн с севера на юг.

3. Уточнены схемы строения и эволюции нижнемайкопского природного резервуара на Журавской площади.

4. По данным геофлюидодинамического анализа осадочный чехол Центрального Предкавказья представляет собой "открытую" гидравлическую систему, с присущими ей процессами мощного газообразования. Вследствие этого все Центральное Предкавказье представляет собой область преимущественного газонакопления. В Восточном Предкавказье нижнемайкопские отложения характеризуются резким недоуплотнеиием глинистых пород, соответствующим "закрытой" системе. В "закрытых" системах активно реализуется синтез нефти и ее эвакуация после раскрытия системы. Эта модель нефтеобразования наблюдается в Восточном Предкавказье не только в низах Майкопа, но и в залегающих ниже мезозойских отложениях. Этим объясняется преимущественная нефтеносность Восточного Предкавказья.

5. Уточнены условия формирования газовых скоплений в клиноформах среднего и верхнего майкопа.

Вместе с тем, мы отдаем себе отчет в том, что проблема строения майкопской серии и особенно се нефте- и газоносности, решена не окончательно. По нашему мнению, необходимо продолжить исследование майкопской серии, имея в виду решение следующих задач:

1. Определение источников сноса для формирования мощной глинистой толщи на южной окраине Восточно-Европейской платформы. Естественно, что майкопская серия имеет полигенное происхождение и была сформирована за счет разных источников сноса. Нам не удалось выявить влияние на образование Майкопа глинистых толщ юры и нижнего мела Большого Кавказа.

2. Необходимы дальнейшие исследования по определению катагенетиче-ской зональности майкопской серии и по выявлению зависимостей между степенью катагенеза ОВ, фазовым составом образующегося нафтида и масштабами его образования.

Мы полагаем, что выполнение предлагаемых нами исследований позволит внести ясность в проблему Майкопа.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата геолого-минералогических наук, Евдокимова, Марианна Ленсеровна, Москва

1. Афанасьев С.Л. Геохронологическая шкала фанерозоя и проблема геологического времени//-М.: Недра, 1987.-С. 144.

2. Бурштар М.С. и др. Геология нефтяных и газовых месторождений Северного Кавказа//-М.: Недра, 1966.

3. Вариации изотопного состава углерода СН4 и СОг в разрезе осадочного бассейна Гуаймае (Калифорнийский залив)// Э.М. Галимов, Б.Р.Т. Симонейт. Выпуск 7 - М.: Геохимия, 1982. - С. 1027-1042.

4. Висковский Ю. А. Термобарические условия нефтегазоносных бассей-нов//Историко-генетический метод оценки перспектив нефтегазоносности — М.: Недра, 1984. — С. 7—50.

5. Выделение и количественная оценка коллекторских свойств и характера насыщенности продуктивных глинистых толщ нижнего Майкопа Ставрополья// А.П.Козуб, В.А. Гвоздецкая/ Каротажник. Выпуск 62. - Тверь, 1999. -С. 86.

6. Газовые и газоконденсатные месторождеиия//Справочник, под ред. доктора геолого-минералогических наук И.П.Жабрева. - М.: Недра, 1983г.

7. Геология и нефтегазоносность Предкавказья/Юрел В.Е., Распопов Ю.В., Скрипкин А.П. и др. Под ред. академика МАМР, доктора геолого-минералогических наук В.Е.Орла. - М. ГЕОС, 2001. - С. 299.

8. Гогоненков Г.И., Михайлов Ю.А. Сейсмостратиграфические подразделения нефтегазоносных осадочных толщ Западной Сибири//Геология нефти и газа.№7, 1983.-С.49-56.

9. Ермаков В. И., Скоробогатов В. А. Тепловое поле и нефтегазоносность молодых плит СССР.— М.: Недра, 1986. — С 222.

10. Изотопный состав углерода СН4 и С02 в осадочных отложениях Гватемальского желоба (84-я экспедиция Проекта глубоководного бурения)// Э.М. Галимов, И.Ю. Шабаева. Выпуск 6 - М.: Геохимия, 1985. - С. 850-857.

11. Катагенез органического вещества и нефтегазообразование в условиях дифференциального уплотнения глин//Монография/ Е. И. Тараненко, В. И. Диваков, М. Ю. Хакимов, В. Б. Чистяков, Бхупати Раджу Аппала Раджу.— М.: Изд-во РУДН, 1994. —С. 164.

12. Косова С.С. Сейсмопалеогеоморфологические аспекты сейсмостратигра-фического анализа клиноформных комплексов// -М.: Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. №3, 1983. - С. 20-25.

13. Кунин II.il., Косова С.С., Пустовойт О.Ю. Выделение НАЛ нефти и газа в отложениях южного склона вала Карпинского методом сейсмостратиграфи-ческого анализа. Разведочная геофизика: Обзор ВИЭМС//- М.: 1989. - С. 5054.

14. Лопатин Н В Температура и геологическое время как факторы уг-лефикации// Изв. АН СССР. Сер. Геол., №3, 1971. - С. 95—106.

15. Метан// Ф.А. Алексеев, Г.И. Войтов, В.С.Лебедев, З.Н.Несмеянова - М.: Недра, 1978.-С. 310.

16. Модель глинистого природного резервуара нефти и газа на Журавской площади Восточного Ставрополья//Тараненко Е.И., Диваков В.И., Хакимов М.Ю. Межвузовская научно-техническая программа «Нефтегазовые ресурсы». Выпуск II. - М.: ГАНГ, 1995. - С. 37-40.

17. Наумов А.Л., Хафизов Ф.З. Новый вид литологических ловушек в не-окомских отложениях Западной Сибири//Геология нефти и газа №6, 1986. -С. 31-35.

18. Новые данные об изотопном составе углерода в спонтанных газах КМВ// Г.И. Войтов, Г.С. Коробейник, Ю.М. Миллер. Том 333. Выпуск 3 - М.: ДАН, 1993.-С. 380-385.

19. Особенности геологического строения и нефтегазоносность нижнемайкопских глинистых отложений Восточного Предкавказья// Кунин Н.Я./Обзор. инф. Сер. "Нефтегазовая геология и геофизика". Выпуск 5(112) - М.: ВИНИТИ, 1987.

20. Региональная сейсмостратиграфия//А.Е.Шлезингер - М.: Научный мир. 1998.-С. 141.

21. Справочник по литологии//Под. ред. Н.Б. Вассоевича и др. - М.: Недра, 1983.

22. Сейсмостратиграфия в решении проблем поиска и разведки месторождений нефти и газа// Кунин Н.Я., Кучерук Е.В. /Итоги науки и техники. Серия: Месторождения горючих полезных ископаемых. Т. 13. - М.: ВИНИТИ, 1984.

23. Современные представления о формировании нефтегазоносных залежей в майкопских отложениях Восточного Предкавказья//Соколов Б.А., Храмов Г.И. /Геология, методы поисков и разведки месторождений нефти и газа. №10. - М.: ВИЭМС, 1989.

24. Состав, строение и нефтеносность нижнемайкопских отложений Восточного Предкавказья// Диссертация. Бхупати Раджу Аппала Раджу. -М.: 1990. — 115-119.

25. Труды комплексной южной геофизической экспедиции (КЮГЭ)//Под. ред. доктора геолого-минералогических наук, проф. И.О. Брода. Выпуск 1, «Геология и нефтегазоносность Восточного Предкавказья». - Ленинград, 1958. - С. 621.

26. Условия осадконакопления и нефтегазоносность майкопских отложений Предкавказья// Онищенко Б.А. Сер.: Геология нефти и газа. №2. -М.: 1986. -С.23-26.

27. Фадеева Н.П., Баженова O.K., Сен-Жермес М.Л. У словия формирования генерационного потенциала майкопских пород//"Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа". Материалы II международной конференции - М.: МГУ, 1998.-С. 202-204.

28. Фадеева Н.П., Баженова O.K., Сен-Жермес М.Л. Геохимия керогена майкопской серии//"Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа". Материалы II медународной конференции-М.: МГУ, 1999. - С. 269-272.

29. Шерифф Р., Гелдарт Л. Сейсморазведка: в 2-х т. Т. 2. Пер. с англ.М.: Мир, 1987. - С. 400.

30. Шерифф P.E., Грегори А.П. и др. Сейсмическая стратиграфия: пер. с англ. -М.: Мир, 1982.