Бесплатный автореферат и диссертация по геологии на тему

Условия реализации нефтематеринского потенциала в осадочных образованиях молодых платформ (западная часть Туранской плиты)

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

Автореферат диссертации по теме "Условия реализации нефтематеринского потенциала в осадочных образованиях молодых платформ (западная часть Туранской плиты)"

* 3 " э&

Государственный комитет СССР по народному образованию

ордена Ленина, ордена Октябрьокой Революции, ордена Трудового Красного Знамени Мооковокай гооударотвешшй университет им.М.В.Ломоносова

Геологический факультет Кафедра литологии и морокой геологии

На правах рукописи

КУПРИН ПАВЕЛ НИКОЛАЕВИЧ

УДК 553.98.061.32/982(674.1)(043.3)

. УСЛОВИЯ РЕАЛИЗАЦИИ НЕФТЕМАТЕРЖСКОГО ПОТЕНЦИАЛА В ОСАДОЧНЫХ 0БРА30ВАНШХ МОЛОДЫХ ПЛАТФОРМ (ЗАПАДНАЯ ЧАСТЬ ТУРАНСКОИ ПЛИТЫ)

Специальность 04.00.17 Геология, поиоки и разведка нефтяных и газовых месторождений

Автореферат

диссертации на ооискание ученой степени доктора геолого-минералогичеоклх наук

Москва, 1991 г.

Работа выполнена на кафедре литологии и морской геологии геологического факультета Московского государственного университета им. М.В.Ломоносова.

.Официальные оппоненты:

доктор геол.-минер, наук проф. Т.А.Ботнева (ВНИГНИ) доктор геол.-минер, наук проф. Б.А.Соколов (ШУ) доктор геол.-минер, наук Е.В.Захаров (ВНШГАЗ)

Ведущая организация: кафедра теоретических основ поисков и разведки нефти и газа ГАНГ.

на заседании Специализщ „ _ _ _ ... _ юло-

гии, поиску и разведке нефтяных и газовых месторождений, место ролденпй твердых горючих ископаемых и литологии при Московскои государственном университете им. Ы.В.Ломоносова по адресу: 119899, ГСП, Москва, В-234, Ленинские горы, МГУ, геологически! факультет, аудитория 8¿9

С.диссертацией можно ознакомиться в библиотеке геологического факультета МГУ

Защита состоптся

часов

Автореферат разослан

Ученый се!фетарь Специализированного совета

Н.В.Пронина

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность проблемы. Молодао платформы характеризуются .выоокой нефтеносностью и обладают большими п оте нциальными возможностями в ее наращивании. В полной мере это относится и к Туранокой плите, являющейся частью Среднеазиатской платформы.

На Туранской плите чехол представлен различными по генезису и по нефтеносности комплексами осадочных пород зпигорцин-ского этапа развития. Основными объектами нефтедобычи здесь служат терригенные толщи юрской системы. Состояние с изученностью и освоением ресурсов углеводородного сырья как в этом, так и особенно в других возрастных подразделениях разреза не обеопечивает поддержания существующего уровня нефтедобычи. Для преодоления возникших затруднений необходимо увеличить объемы поиоково-разведочных работ и расширить многоплановые исследования еще недостаточно изученных глу.бокозалегающих комплексов пород на суше и в акватории Каспийского моря. Удорожание таких работ при успешном их осуществлении в огромной степени компенсируется достоверностью прогнозных оценок перопектив нефтегазо-ноонооти территории.'В этой связи особое значение приобретает разработка предпосылок и количественных показателей прогнозирования нефтеносности еще не разведанных объектов и территорий. Приоритет может быть отдан исследованию эволюции процессов неф-теобразованил и уоловий реализации нефтематеринокого потенциала (НШ) различных комплексов пород. В настоящее время появились дополнительный фактический материал и оригинальные концепции в' теории нефтеобразования, позволяющие по-новому решить эту проблему. Достоверная реконструкция уоловий реализации НШ - это такао количественная и качественная оценка вклада каждого из комплексов отложений в общую нефтеносность платформенного чехла, что и определяет актуальность данлой работы. Решению проблемы реконструкции уоловий реализации нефтематеринского потенциала осадочными образованиями молодых платформ (на примере западной части 1Уранокой плиты) посвящена настоящая работа.

Ее цельо является разработка теоретических положений проблемы эволюции процессов нефтеобразования, базирующихся на исследовании связей между геологическим строением, нефтеносностью, физико-хиыаческима свойствами нефтей и фазовыми типами их залежей, между характером распределе«1ия э разрезе и геоха-

мическими параметрами твердое нафтидов и рассеянного органичес кого вещества (РОВ), отражающих условия реализации нефтемате-ринского потенциала и формирования скоплений УЕ в чехле молодой платфорш.

Дяя достижения поставленной цели решались следующие задачи:

1. Исследование начальной стадии образования УЗЗ и нефтеоб разования в мо; "леях отложениях, определение условий не^/геобразования в породах, не исштавших глубоких катагенетических пре образований, оценка возможностей РОЕ в таких отложениях генери ровать нефтяные углеводорода; выявление связи между геохимичес кими и литогенетическими процессами преобразования РОВ и вмещг ющих его отложений.

2. Выявление роли палеозойских отложений фундамента платформы в формировании собственного нефтеносного потенциала и как ест очника нефтяных углеводородов для вышележащих отложевай платформенного чехла.

3. Характеристика условий реализации нефтематерпнекого кт тенциала и г е олог о-гс охммич с с ких предпосылок формирования-и. пермотриасовых отложениях нефтяных углеводородов, образования сохранения их скоплений.

4. Характеристика условий реализации нефтематеринского п< тенциала в после триасов ом комплексе платформенного чехла на ос нове исследования закономерностей изменения состава и свойств нефтей, твердых нафтидов и РОЕ по разрезам отложений в различных по строению районах.

5. Количественная оценка нефтематеринского потенциала кет плексов пород различного генезиса.

Научная новизна. Впервые в едином ключе исследованы уоло-вия реализации Hi.ii в гетерогенных осадочных образованиях, пот зана эволюция их во времени, в зависимости от обстановок фор:.« рованая и структурного положения комплексов пород, отсутствие в чехле Зуран^кой плдты единого непрерывного процесса не^/те образована .

На основе всестороннего изучения осадков и "молодых"*^ горных пород разработано новое направление -в. оценка способное' морекзх толщ участвовать в нефтеобразовании на подстадии рани го катагенеза, в'низкотемпературных условиях; выявлена связь

х*К"молодш" горшм породам отнесены отложени^, достигшие в своем преобразовании подстадии раннего катагенеза.

начальных стадий литогенеза о процесса:.'.:', изменения состава РОВ— в разрезах морских толщ, установлена прямая зависимость масштаба генерации легких жидких УВ от степени литогенеза этих отложений. В схеме стадий нефтеобразования выделен этап образования легких жидких УВ ряда С4-С?.

Доказано, что первые залежи нефти в субаквальных отложени-зх нишей юры, аалена и никнего байоса образовались не позднее раннего байоса, когда литогенез этих отложений не превышал подгадай раннего катагенеза. Проводится параллель в развитии про-десоов нефтеобразования между этими отложениями и молодыми от-южениями Каспийского моря.

Впервые разработана схема корреляции основных этапов гео-югического развития и этапов нефтеобразования в палеозойских зсадочных отлеекениях фундамента и горно-складчатого обрамления Иранской плиты.

Установлено отсутствие сквозной миграции нефтяных УВ по )азрезу осадочной толчл, начиная от пород фундамента.

В методическом плане новыми являются широкое привлечение : решения поставленных задач данных по изучению твердых нафти-10В, реконструкции палеотемператур на фоне палеотокгоничеокого азвития регионов, комплексное исследование зависиысоти между роцессаыи преобразования РОБ пород и стадиями литогенеза мор-кис отложений новейшего этапа.

Практическое значение. Новый подход к определению началь-ого этапа нефтеобразования позволяет включить в перспективные а поиски скоплений нефтяных УВ молодые породи верхней чаоти тдозеиий внутриконтиненталышх и окраинных морей. Раздельный чет количественных показателей условий реализации НМп в разно-одных комплексах чехла молодой платформы дает возможность диф-еренцировать их по степени нефтеносности. Материалы работы, оличесгвенные оценки нефтематеринского потенциала, полученные ыводы и ноше методики ориентированы на проведение рационально поисково-разведочных работ во всех комплексах ооадочных Зразований и в фундаменте молодой платформ.

Реализация результатов исследований осуществлялась путем идачи. рекомендаций на'проведение нефтепсисковах работ на ис-зедуемой территории. Выдвинутое нами полевение о сиягенетич-оз-паравтохтонном. характере нефтеносности триасовых морских глозеиий, ш о.'бесперспективности крааиоцретно--аестрацватних

отложений (долналинская свита и ее аналоги), результаты дру] исследований были реализоваш при составлена коллективом С1 циалистов под руководством чл.-корр. АН СССР М.Ф.Мирчинка (ИГиРГИ) документов по прогнозным оценкам территории Мангыш. ка и Устюрта в 1969,1971,1974 гг. (проблема 0.50.028 "ПрогН( пая оценка крупных регионов СССР..."). Били разработаны и п; леев ни к внедрения рекомендации по поискам скоплений нефти : палеозойских, перыотриасовых и послетриасовых отложениях За пая и акватории. Каспийского моря. В отчетах по хоздоговорны: темам автор представлял оригинальные карты перспектив нефте: зонооности для отдельных комплексов и для крупных регионов, тагсхе принимал участие в составлении карт перспектив нефтаг носности мезозойских и кайнозойских отложений для западной ти Средней Азии, отдельно для Закаспня, Среднекаспипского н тегазокоского бассейна, впадины Среднего Каспия, западной ч ти Черного моря (Каркинитский залив; болгарский сектор).

Результаты многолетних исследований в Южных районах СС кзлсаени в 8С отчетах по тематическим работам а структурно-геологическим съемкам, Ешолненныы по хоздоговорам и защищ« них (46 отчетов) на Научно-технических Советах во ВНИГШ, КГиРГИ, Западно-Казахстанского-и Туркменского геологически: управлений, в объединениях Мангшлакнефть и Каспморнефтвга: В каадом отчете клеится конкретные рекомендации по оценке ] спекткв кефтегазоноености, размещению поисково-разведочных параметрические и других категорий сквакнн, по выбору объе: для детальных исследований.

Апробация работы. Основные положения диссертации отра ны в докладах и сообщениях, обсувдавшихся на Всесоюзных, р публиканских, международных, отраслевых, тематических конг сах, совещаниях, конференциях, симпозиумах, коллоквиумах, минарах, школах по морской геологии', на заседаниях научных щеотв и различных научно-технических советов.

Публикагт.и. Материалы и основные положения диссертащ; ной работы изложены в 149 опубликованных работах, показань изданных палеогеографических, геохимических и тектониче картах.

Основные защищаемые положения.

I. Нефтеобразование макет происходить в субаквальных лояениях, начиная с подстадаи раннего катагенеза. Такой п]

цеос и',".ел место в нижнем комплексе про кой толщи в раннем байосе на значительной части Туранакой плиты.

2. Осадочные порода фундамента Туране кей плиты исчерпали свои нефтепроизводяцие возможности в доюрское время. Сформировавшиеся в них в палеозое окопления УВ были разрушены до начала накопления красноцветпо-пестроцветной толщи пермотриаса.

3. Специфическая палеогеографическая обстановка накопления РОВ в красноцветно-пестроцветных пермотриаоовых отложениях оказалась неблагоприятной для генерации УВ и образования их скоплений. В этих отложениях отсутствуют следи миграции нефтяных УВ из нижележащих палеозойских отложений фундамента в вышележащие толщи. Нефгеобразование в триасовых отложениях морского генезиоа началось в среднем триасе. В продюрское время триасовые залежи нефти подверглись переформированию, частичному разрушению и изменению гппзргенньаи! процессами.

4. Различные по генезису и положению в разрезе комплексы послетриасовых отложений обладают неодинаковым нефтематернноким потенциалом. Образование скоплений нефти началось в них но позднее раннего байоса и протекает с различной интенсивностью

в наотоящее время.

Фактический материал. В диссертации использованы фактические материалы, собранные автором более чем ъа 40-летнюю геологическую деятельность в Предкавказье, Занаспии, на Устюрте, в Копет-Даге и Приаралье, на йхном Тянь-Шане, а также в Каспийском, Черном и Средиземном морях. Изучено более сотни естественных разрезов и много сотен разрезов кваргировочных, параметрических, поисковых, разведочных, эксплуатационных и др. скважин на суше а в морях, три разреза скважин б/о "Гломар Челлен-джер". В диссертации использованы данные петрографического и гранулометрического изучения горных пород и осадков более чем по 2 тысячам проб, результаты изучения органического вещества (С0рГ, ХБА, ДСББ, гум;шоБыв кислоты и др.) - более 3,5 тысяч, проанализированы результаты большого количества химических, спектро-химических, минералогических, электро:шо-микроскопичес-ких, ИК-спектршегричосклх, рентгеноструктур.чых, газожидкоотише хроматографичеоких и др. исследований минеральных и органичес-кнх компонентов из коллекций пород и осадков.

Широко использованы материалы крупномасштабных и средне-масатабных структурно-геологичеоких съемок.

Структура и объем работы. Диссертация состоит из 5 глав, введения, заключения, объемом 671 страниц машинописного текста иллюстрирована 77 рисунками. 3 виде 'отдельного тома прилагаются аналитические материалы по содержанию и составу органичес ко го вещества, физико-химическим характеристикам нефтей и газоконденсатов, по фазовым типам их залежей по многим месторождениям и разведочным площадям, таблицы расчетов и объяснитедькыа записки по количественным оценкам пефтомаТаринского потенциала шести литолого-стратиграфаческих комплексов; всего в тексте диссертации и в зто-м томе помещено 108 таблиц. Список литерату ры включает 628 работ.

Благодарность. До 1269 года включительно исследования в Закаспиа, на Устюрте, в Копет-Даге и на Южном Тянь-Шане проводились на кафедре геологии и геохимии горючих ископаемых, руководимой проф. И.О.Бродом и проф. К.Б.Вдрсоевичем. В последуй щиа годы в исследования были включены Каспийское, Черное и Сре даземное моря. Они выполнялись в лаборатории морокой геологии геологического факультета МГУ. Коллектив кафедры и лаборатория морской геологии оказывали помощь и неизменную поддержку в про ведении полевых и морских исследований, многократно обсуждали их результаты. Благожелательное отношение, моральную и материальную поддержку наших работ, их обсуждение, конструктивные ос веты и рекомендации мы получали от коллективов ряда лаборатории ЕКИГНИ', ИГиРГИ, ШШГГ, ЕНИИЗарубеягеология, производствен них объединений ¡Лзнгыллаккефть и Каопморнефтегаз, треста Ман-•гышлакнефгегазразведка, геологических управлений и институтоп Казахской, Туркменской и Узбекской ССР. Коллективам этих организаций мы приносил свои ис1фвннш благодарность.

Считаю своим долга.! особо поблагодарить Л.И.Потапову, И. Я. Полоне кую, Т.И.Лазину, Н.Н.Кузнецрву, Т.М.Иртеньсву, Н.М. Шарнауд, И.А.Левина, А.С.Шатова, многих других - бывших и еде работающих - сотрудников лаборатории морской геологии за огроь ную помощь в сиорв фактического материала, в выполнении аналитических и графических работ, за исключительно добрые а плодотворные деловые отношения на протяжении многих лет.

Глава I. НЕФТЕ1ЛАТЕРИНСКИЙ ПОТЕНЦИАЛ И УСЛОВИЯ ЕГО РЕАЛИЗАЦИИ

3 комплексе проблем нефтяной геологии вопрос о нефтемзге-ринских отложениях во вое времена ¡шел первостепенное значение. Огромная опубликованная литература, дискуссии на многочисленных съездах, конференциях, симпозиумах отражают сложность его решения.

В основе теории осадочно-миграциониого происхождения нефти лежит достоверно установленный факт, что все осадочные образования субаквального генезиса способны производить нефтяные углеводороды. В настоящее время, первостепенными становятся вопросы о количественной оценке такой способности, о выявлены! условий, определяющих реализацию процесса нефтеобразования в осадочных толщах.

Разработка методики количественной оценки нефтёматерин-ских возможностей осадочных образований берет свое начало от способов подсчета запасов нефти и газа. Способы количественного определения НМа достаточно разнообразны. В их разработке большая роль принадлежит В.А.Успенскому и О.А.Радченко, Н.Б. Вассоевичу, С.Г.Неручеву и др. Однако до сих пор отсутствует единое понимание термина "нефтематерннский потенциал". Дажо неполный обзор работ по этой проблеме за последний десяток лет указывает на весьма широкое его толкование и применение (А.П. Агулов, А.М.Акрамходааев с соавторами, Т.К.Баженова, А.З.Боч-карев, А• И.Дьяконов, О.П.Загулова, М.К.Калшко, А.Э.Конторо-вич,. Ю.И.Корчагина, В.С.Котов", Е.С.Ларокая, Н.В.Лопатин, В.Н. Мэленевскпй, Б.А.Соколов, 8.П.Четверикова).

Разнообразны такие методы а методики количественной оценки разных видов потенциалов. Здесь есть немало нерешенных вопросов. Упомянутые в данной главе некоторые из таких методов свидетельствуют о невозможности дать строгие критерии применения того или иного метода или методики количественных сценок. Определении условий реализации нефтематеринского потенциала посвятили свои работы многие ученые, специалисты по нефтяной геологии и нефтяной геохимии. Условия реализации НШ оценива-отся по-разному. В решении и этого вопроса нет единого методического подхода к оовецению важнейшей проблемы нефтеобразо-ванш.

С нашей точки зрения, нефтааагериксиий потенциал осадочных пород можно рассматривать как шеру совокупного взаимодействия органических и миноралькых зедестэ. которая характеризу ет интенсивность генерации нефтяшх углеводородов. Доказатель ством реализации осадочными образовотвзиа своего нефтематерин ского потенциала является наличие гзаельно-жидкой нефти, зале кей нефти, следов миграции УВ от одаотю слоя пород к другому различных формах залегания, авхщяшанх ¡батумоидов. Именно эо признаки положены в основу принязсй. ваш методики выявления условий реализации и количественной оценки нефгематеринского потенциала. Анализ условий реализздга ¡кефтематеринского поте! циала базируется на данных о лйтаэого-детрографичеоком соста: отлояен.чй, на выявлении в разрвзах доли каждого из главных34^ литологических типов пород, загшдаериостей в изменениях лит фациалького состава и мощностей отложений, режимов осадконак ления. Учитывались также глубины залегания, современные тег.я ратуры и палеотшературы, физако-механичесясие свойства поре (плотность, проницаемость и др.) и PCS (отражательная спооос ность вытршшта угольных включений). По комплексу данных в осадочных толщах устанавливались генетические типы РОВ, их способность быть потенциально нефтематеринской или нефтепро: водящей толщей.

Количественная оценка нефтематеринокого потенциала про ведена путем вычисления масс CQpr и ХБА отдельно в каждом главном лмологическом типе пород. Полученные результаты от сени к содержанию С0рГ.и ХЕА в I км3 породы и в I тонна пор В итого были получены данные для сравнительной оценки нефте водящих возможностей каждого из интервалов осадочного разре в чехле молодой платформы.

• Глава П. НАЧАЛЬНАЯ СТАД« НЕСТаОЕРАЗОВАНШ-

Состояние проблемы. Хватко освещены причины, вызвавши обходимость показать подходы многих исследователей и наше шение к вопросу о начальной стада кефте образования. Резул ты комплексных нефтегеслогических и геохимических работ на ном Мангышлаке и в Прикэрабогазье привели "со к выводу, чт возникновение залежей нефти г шжнеарских-аален-нкмэбайос отлокениях следует связывать только с вмещающей их толщей.

^ К главны;.'. типам пород отнесены песчаники, алевролиты, з

(аргиллиты), известняки а гзргели.

ло высказано предположение о возможности образования нефтяных углеводородов и их залежей в толще, мощность которой не превышала в осевой зоне йгно-Йангышлакского прогиба 600-800 м и при сравнительно невысоких палеотемперагурах.

Среди ученых, стоящих на позициях теории осадочно-мигра-ционного происхождения нефти, имеются расхождения по вопросу о времени и условиях, в которых РОВ начинает генерировать основные количества нефтяных ТВ. Большшство ученых разделяет идею о массовом появлении нефтяных УВ в той части разреза осадочной толщи, где температура недр превышает бО-бО'Ъ, а горное давление выше 130-160 атм (13,2-16,2 Ша). Другая группа исследователей допускает возможность образования нефти в молодых отложениях, находящихся в термодинамической обстановке поверхности Земли. Проведенные нами исследования разрезов отложений внутри-континентальных и окраинных морей, характера изменения их физико-механических свойств, а также состава заключенного в них РОВ свидетельствуют о наличии тесной взаимосвязи и даже синхронном течении процессов литогенеза и процессов преобразования органического вещества уже на ранних стадиях. Это позволяет утверждать, что нефтеобразование может начаться в молодых породах в относительно низких температурных условиях. Этот вывод был попользован для объяснения образования залежей нефти в нижнем комплексе юрских отложений в раннем байосе.

Постседиментационная эволюция морских осадков и рассеянного органического вещества охватывает процессы, приводящие к превращении осадка в ооадочную горную породу.

•По изменению свойств отложений в разрезах морских толщ выделены литогенетаческие зоны осадка, переходных отложений и молодых горных пород, каждая из которых характеризуется органическим веществом определенного состава и свойств,.

Литогенетическая зона осадка (0-50 и) изучалась по разрезам отложений Каспийского, Черного, Средиземного н др. морей, некоторых участков Тихого, 'Атлантического и Индийского океанов. Литологпчески это алеврито-глинистне, глинистые и сапропелевые илы с примесью песка, раковинного детрита, скелетов диатсмей и др. В осадках отмечены значительные колебания в содержаниях и составе РОВ, битумоидов, фракций масел, смол, асфальтенов, ме-тановемшфтеновых УВ. Натаново-нафтеновая фракция УВ (06-96$ от фракции масел) представлена в значительной своей части н-ал-канами. В большинстве случаев эти изменения обуслсэлены свой-

ствами осадков и фациалышми условиями их накопления.

Литогенетическая зона отложений, переходных от осадка к горной породе, выделена в существенно глинистых разрезах Каспийского и Черного морей и прослежена в разрезах глубоководных океанских и морских скважин. Физико-механические свойства отложений, состав и свойства PCS в различных интервалах разреза указывают на то, что направленность процессов их изменения не носит закономерного характера; отдельные слои в этих интервала обладают признаками осадка, другие - признаками молодой горной породы. Мощность этой зоны непостоянна и колеблется от 90 до 250 м.

Литогенетическая зона горных пород (глубже 300-310 м по разрезам 'морских скважин и 550-600 м по некоторым разрезам океанских скважин) образована отложениями, испытавшими воздействие горного давления и повышенных температур (20-45°С). В органическом веществе из пород отой зоны наблюдается перераспределение содержания бпгуыоидов и составляющих их компонента гуминовых и фульвовых кислот. В метаново-нафтеновой фракции ряд н-алканов представлен углеводородами Cjg-Cgg с устойчивым максимумом С23; коэффициент нечетности в указанном ряда- являв! ся относительно стабильным (1,16-1,62).

Сравнение состава РОВ, содержания и состава отдельных ег< групп по литогекетическим зонам показывает, что по мере погружения осадков и перехода их из одной стадии литогенеза в другую происходит заметная убыль или полностью исчезают легко-гидролизусмке вещества, фульвовые и гумшовые кислоты при оде временном роете битумоядов и нерастворимой фракции РОЭ. Парал лельно идет процесс перестройки внутренней структуры отдельны: групп РОВ, в частности, битумоидов: по мере погружения наблюд ется возрастание фракции масел и уменьшение зефзльтеиов и смо Наиболее заметно такое изменение происходит в интервалах разр зов, где отложения приобретают свойства горных пород, уже на подстадии раннего катагенеза.

Сравнение некоторых геохимических параметров РОВ пород ранней и более поздних подстадкй катагенеза проведено по раз? зам Каспийского моря (плейстоцен-плиоценовая толща), Восточна го Предкавказья'И Южного Мангышлака (триас, юра и мел). PCB Е род мезозойского возраста по разрезам месторождений £етыбай £ Асар и РОВ из отложений плейстоцен-плиоценового разреза ймеаи

Ю

близкие содержания и состав ХБА (0,2-0,12$), содержания в ХБА — фракции масел - соответственно 57,8 и 48,8$, в некоторых олу-чаях - почти одинаковые показатели зрелости н-алканов и коэффициенты нечетности в ряду от С^ до Сдд. Довольно близкими представляются характеристики РОВ пород по разрезам некоторых разведочных площадей Восточного Предкавказья и все того же южнокаспийского разреза: по содержанию метаново-нафтеновых и нафтеново-ароматических УВ, смол, в т.ч. бензольных. По количеству фракции масел (48,7 и 30,8$) битумоиды горных пород различаются между собой, но в то не время существенно превосходит по этому показателю битумоиды зоны осадков. Отмечены различия также в степени геохимической зрелости РОВ, в качественном составе индивидуальных соединений в ряду н-алканов, в соотношении насыщенных и ароматических углеводородов. Сделано заключение о том, что в процессах диагенеза и раннего катагенеза морских, существенно глинистых отложений фоссилизация и преобразование сингенетичного РОВ идет в направлении новообразования углеводородов, близких по составу к эмиграционным компонентам РОВ нефтепроизводивших отложений зоны мезокатагенеза.

Легкие-углеводороды (ЛУВ) - показатель начального процесса нефтеобразования. Новейшие методы извлечения из кернов глубоководного бурения компонентов РОВ показали широкое распространение и в значительных количествах новообразованных ЛУВ ряда С2-С3 и С4-Сг, в верхней части-(165-769 м) морских и океанских отложений. ЛУВ был:: выявлены и изучены Дж.Хаитом, Р.Д.Шк-Ай-зером, Б.Р.Симонейтом, А.Л.Беёрлингеймом, П.Д.Серноком и др. в различных по состазу отложениях, литогенез которых не превышает подотадии раннего катагенеза; пластовые температуры в них колеблются от 15 до 43^. Легкие УВ определены в верхах (165769 м) разрезов глубоководных скважин, пробуренных в Черном, Средиземном, Красном, Тасмановом морях, в Мегаиканском, Бен-гальоком и Аденском заливах, в открытых акваториях Тихого и Индийского океанов. Анализ данных о содержании и составе 03 отлояений стадии диагенеза и подотадии раннего катагенеза показал, что сверху вниз значительно возрастает в этих отложениях количество -падких ЛУВ ряда С^-Сг,. Наряду с сингеиетичными УВ, были отмечены ц эмиграционные УВ и следы перемещения их в тоще отложений, Ш сопоставили изменения количества и состава ЛУВ с изменениями свойств заключающих их отложений. При этом

достаточно четко проявилась прямая зависимость между оодержа-~ нием и составом Новообразованных ЛУВ и литогенетическима зонами. Сделан вывод, что процесс нефтеобразования начинается в отложениях подстадии раннего катагенеза в низкотемпературных условиях и протекает в различных геолого-геохимаческих обста-новках.

Примерный расчет количества ДУВ ряда Со-СуВ плейотоцен--мнэце.чових отложениях Черного моря выполнен отдельно для двух верхних лпгогенетпческих зон (СГ-310 м) и для зоны молодых горных пород (310-1074 м). В разрезах глубоководных скважин 380/380а и 381 отмечены интервалы с высоким и повышенным содержанием Сорг; среднее содержание Сорг в отложениях двух верхних зон составляет 0,93^, а в нижней - 1,78/2. Содержание ШЪ в этих отложениях определялось И.Уиленом и Дж.Хантом."Выполненные кш расчеты показали, что содержание газов ряда Сд в отложениях верхних зон равно 0,3 мг/1 г Сорг, в нижней зоне - 1,5 мг/1 г Сорг; содержание жидких ЛУВ ряда С4-С? до^ стигает соответственно 2,2 мг/1 г Сорг и 11,5 мгА г Сорг^. Расчеты на I м3 отложеццй дали следующие результаты: УВ газы ряда С2-С3 в двух верхних зонах определяются в количестве 0,007 гД м3, в нижней - 0,075 гД м3; жидкие ЛУВ ряда С4-С? имеют содсркагиш в двух верхних зонах (0-310 м) - 0,0556 г/1 м3, а в нижней зоне - 0,5'52 гД м3. Видно, что в I м3 отложений из двух верхних зон ЛУВ ряда С2-С? содержится на порядок меньше, чем в I м3 молодых пород нижней зоны.

Факты свидетельствуют о та,!, что не только в отложениях таких водоемов как Каспийское., Черное и Средиземное моря, но и в еще более тонких по мощности осадочных слоях океанов имеются условия для образования значительного количества нефтяных углеводородов, в там числе жидких ЛУЙ ряда.С4-С?. Появление их в больших количествах и в разнообразном составе ;шчи-нается в отложениях подстадии раннего катагенеза, в низкотемпературных условиях. На этом основании в схеме стадий нефте-образования выделен этап образования легких жидкие УВ ряда С4-С7 (таблица). Верхней термодинамической границей данного этапа являются пластовые температуры 15-20"^ и геостатическое давление 35-30 атм (3,5-9,1 ;лПа), а нижней - начало главной фазы кефтеобразованвд. Генерация жидких ЛУВ ряда С^-Су протекает в анаэробной и существенно восстановительной среде.

то

ТАБЛИЦА-

Характеристика условий превращения рассеянного органического вещества на стадии

диагенеза и подстадии раннего катагеьеза

Состав УВ- : Фазовое :Пласто-:Теипо-:Био-геохи-:Основной про-

газов и ле-: состоя- :вая те-:ратура:нич.среда :цесс превра-

гкйх жидких: ние :ыператг :кипен.:в осадках : щения РОй

: :тура, С:гаэов,:и молодых :

: : :сы^си,: породах :

УВ

Продукты превращения РОВ (основные)

Направленность и механизмы миграции и эмиграции УВ

Этап образования УВ газов ряда

Метан,этан, Рассеян- до пропан,бу- ние газы;

тан и их газовая 15-20 производные эмульсия

не выше ¿0-25

аэробная и анаэробная; активный обмен с на- го:мягки ддонной во- рк&лиз дон

биохимический; начало геохикическо те

I

новообразованные УВ уд-.ление части газо--гази;о?^?;СО^;Н?С вой смеси в наддонн--А/КтИ др., унобле- уи воду;аерерзспре-дованные структуры деление и эмиграция РОВ УВ-газов в литологи-

чески различные типы осадков

Этап образования'легких жидких УВ ряда

с4 - С7

Бутан,пен- жидкость; т&н,гексан, газо-жид-гептан и их костная проазьодные эмульсия

20-45

анаэробная геохимический; новообразованные

от 30 с весьма ' термодинамике- УВ-гезы Сх-С4;ле-

затруднек- ское и катали- гкке жидкие УВ

до 45 ныы обкеноы т/ческое ъоз- ряда С4-С7;унас-

с выаелега- действие на ледовешше стру-

цики отло- Р03;нягкий те- ктуры РОВ ксниями рмолиз

эмиграция газов и части легких жидких УЕ,температура кипения которых достигает 40-45сС(петролей-ный эфир,бензин,их смеси с УВ-гэзами

Главная фаза неф те.образования

Глава Ш. НЕФТЕНОСНЫЙ ПОТЕНЦИАЛ ПАЛЕОЗОЙСКИХ —

(ДОПЛАТФОРМЕНШХ) ОТЛСЕЕНИЙ

Состав и формирование палеозойских осадочных отложений За каспия и смежных районов рассматриваются по разрезам скважин и естественных обнажений. Палеозойские осадочные отложения Закаспия слагаются терригенными и карбонатными породами морского происчоздения. Порода имеют сравнительно низкую степень катагенетического преобразования, за исключением тех районов, где они имеют активный контакт с интрузивами грани-тоидов. Дислоцированность пород исключительно разнообразная. Преобладают резко очерченные скла;#к, осложненные многочисленными и разными по амплитуде разрывами, интрузивными и эффузивными телами. В чехле срединных массивов дислоцированность от-лахений гораздо слабее, здесь складки имеют обычно германотип-ный облик, нередко являются унаследоващшми от более древних тектонических элементов, осложнены разрывами. Палеозойские отложения на кап." свались в то время, когда еще не было эпигерцин-ской платформа, а существовали структуры Евро-Азиатского гео-синклкнального пояса, охватывавшего обширные пространства юга СССР. Та ветвь его, которая проходила через западные районы Средней Азии, залолжлась в конце протерозоя - начале палеозоя на древней эпибайкальскол платформе. Фрагменты ее в качестве срединных массивов играли ванную роль в палеозойском осадкона-коплении. Срединные массивы занимали значительные части Северного Устюрта и Среднего Каспия, территорию Карабогазского залива, Северного к йкного Прикарабогазья. Гнезду срединными массивами располагались прогибы, некоторые из них в отдельные эпохи обладали чертами звгеосинклиналышх прогибов. Разрезы отложений прогибов в отличие от чехлов срединных массивов (кроме Северо-Устюртского) характеризуются максимальной полнотой, большими мощностями и существенно карбонатно-терригенным составом. Кр^че Мангышлакского, все другие прогибы завершили свое существований в позднем карбспе - ранней перми.

Рассеянное органическое вещество, твердые касЬтидц и скопления нефти обнаружены к изучены в различных по составу разновозрастных осадочных и магматических породах. Содержание Сорг изменяется в породах в широких пределах - от 0,0? до 2,95$. В подавляющем большинстве проб содержание Сорг по крайней мере в два раза нине субкларка. Битуминозные вещества определяются

на уровне фоновых значений и чаще всего в породах» непооред-"-ствешо контактирующих с триасовыми и юрско-меловыми отложениями. В групповом составе битумоидов существенную роль играет фракция масел. Изучение характера распределения РОВ в магма тиче о ких породах показало, что количество Сорг бистро и резко снижается оверху вниз по разрезу магматического тела, В основном обнаруживаются твердые нафтиды. И те» и другие заполняют тончайшие трещины в наиболее выветрелой части магматического шссива. Анализ условий залегания нефти, твердых нафтидов и РОВ в гранитном массиве на пл.Оймаша позволил выделить три интерпала с повышенной степенью выветривания гранитов. Перекрывающие граниты мотапесчаники, метаалевролиты, глинистые сланцы сохранили многие черты исходных осадочных пород, имеют "холодный" контакт с гранитным массивом в его наиболее высокой части. Первоначальные условия внедрения гранитов во вмещающие их породы сохранились на более погруженных, более опущенных его участках и ныне фиксируются наличием магматического контакта в разрезах ряда скважин. В покрывающей граниты слабо шгаморфизованней толще осадочного происхождения выделены допозднепалоозойскис (возраст гранитов поздно-палеозоиский) и позднепермоко-раннетриасовые (аналог долнапик-ской овиты) отложения. Скопление нефти приурочено к сильно зн-ветрелой апикальной чаоти массива гранитов. Нижние интервалы гранитов, хотя и обладают в ряда мест повышенными коллзктсроками свойствами, не содержат ни нефти» ни твердых нафтидов, ни битуминозных веществ. Нефти в гранитах относятся к типу фильтрованных нефтей (В.А.Успенский, 1970). Об этом гозорит низкое содержание з них парафинов, смол и асфальтеноэ, легкий фракционный состаз, невысокие плотность и динамическая вязкость нефти. Сделан вывод о том, что нефть в граниты поступила из терригенно-карбонатных пород триасового возраста.

Э отлично от Южного Ь'ангшшака и Прикарабогазья, палеозойские отложения Еузачиноко-Севоро-Уотюртакого сектора обладают оцо мзньеим уровнем метаморфических преобразований. Результаты изучения РОЗ и твердых пафтидоэ позволили заключить, что эти вещества сингенетпчны-ааравтохтснны вмещающим их оса-дочшаа образованиям. РОЗ палеозойских обложений участвовало в генерации УВ, а образовании зх скоплений, многие из которых к мзсгсящзму зремои разрупз.чц. К их чиолу огиоскта? езгаточнез

скопление нефти в раннекаменпоутольных карбонатных породах нг разведочной площади Каракудук (Узб.). Приводятся сведения о. физико-химических и геохимических свойствах этой нефти. Она обеднена смолами и асфальтенами, обладает чертами фильтрованных нефтсй, поступавших в ловушку в результате переформирования или разрушения более раннего и несомненно большего по ра: мерам скопления углеводородов из палеозойских отложений.

Условия реализации нефтематеринского потенциала. В пале зойскую эру были все необходимые условия для генерации нефтя ных УВ, образования скоплений и в ряде мест - для сохранения этих сколлений до настоящего времени. Состав отложений свиде тельствует об образовании их в морских условиях, в мелководн хорошо прогреваемых -эпиконтинонтальных бассейнах гумздной кл ютической зоны. Конф;1гуращш бассейнов рельеф их дна нзме нялись во времени и пространстве, обеспечивая Формирование : ригенных и карбонатных осадков. В морях такого типа в доннш осадах накапливалось много органического вещества. На прост нии многих веков имелись благоприятные условия для генвраши нефтяных УВ. Анализ палеотектоннческих профилей и палаотомш ратур показывает, что в И^зачпнско-Северо-Устартском сектор» где палеозойские осадочные толщи имеют большею мощность, не( образование могло совершиться ужа в раннем-среднем девоне, ; в позднем девоне, вероятно, произошло массовое образование скоплений нефти (и газа). В конце палеозоя вследствие инзер режима осадконакоплония и изменения плана распределения мощ стей имели место процессы переформирования и разрушения бал рашшх скоплений УВ. Скопления нефтяных УВ могли сохранитьс до наших дней лишь на ограниченных участках срединных .масс г при уоловии, что в течение мезозоя-кайнозоя она ни разу но влекалнсь в глубокио погружения а не пепытызэли во-ддаания.

Чтобы полнее охарактеризовать ситуация с нефтеобразозг ем в палеозойскую эру, приводятся краткие сведения о сопор:-нии и составе РОЗ, ( твердых нафтндлх и нефтеносности пале( зойских отложений в горно-складчатом обрамлении Туранекой I Изучение разрезов палеозойских отложений в естественных об! ниях и небольшого числа скважин в Кызылу,¿х, в Султан/уиз, и на Км;ом Тянь-Шане позволяю отметить, что имеется четко раженная стратиграфическая приуроченность и тосная связь п шейного содержания РОВ о породами более тонкого литологич

кого состава, а также преимущественно поровая, точечная и пластовая формы залегания 03 среди минеральных частиц. Это свидетельствует о сохранении палеозойскими отложениями следотз первичного характера распределения ОВ, обусловленного естественным ходом процесса ос.адконакопления. Повсеместно в породах выявлены битумоиды. Элементный и групповой состав битумоидов подвержен значительшм колебаниям. Отмечена несопоставимость группового и углеводородного состава битумоидоа. Сделан вывод, что в палеозойской толще заключены (или были заключены) скопления УВ, сформировавшиеся в разное время из разного исходного ОВ и существовавиие независимо друг от друга. Следы, скоплений нефти в палеозойских отложениях зафиксированы в большом количестве мест Средней Азии. Представлены они жидкой нефтью, Мальтой (Шишкг.т, Йори,- Карнаб, Араван) и твердыми нафтидами. Нефте-проявления приурочены, как правило, к отложениям лудловского яруса, где нередко они занимают большие учаотки. В микропроявлениях они обнаружены практически во всех типах пород во воех разрезах палеозойских отложений. Характер залегания нафтидов: по плоскостям сланцеватости пород, в полостях согласных и особенно - в секущих трещинах, указывает на интенсивные перемещения я миграцию жидких углеводородов по палоозойокой толще.

На протяжении почти 350 млн.лет в отложениях палеозойской эры неоднократно возникали благоприятные для нефтегенерирова-ния условия, результатам которых было образование скоплений нефти. Эти скопления много раз подвергались переформированию и разрушению. На большей части территории, особенно в горноскладчатом обрамлении, в результате тектоно-магштичеокой деятельности палеозойские отложения утратили свои свойства как нефтегенерирувдие отложения. Исключением может быть лишь чехол Совсро-Устюртского срединного массива и то на весьма ограниченных учаотках. Огромный по времени прэддоиднепермский перерыв в осадконакошгенпи и ход послепалеозойского развития были неблагоприятными для оохранения палеозойских залежей..

Глава 1У. УСЛОВИЯ РЕАЛИЗАЦИИ НЕ^ТЕМАТЕРШСКОГО ПОТЕНЦИАЛА В КОМПЛЕКСЕ ПЕРМОТРИАСОВЫХ

отлссшшй

В разделе "Краткие сведения о геологии пермотриасовых отложений" показаны различия в строении разрезов, дислоцирован« ости и условиях формирования этих отложений в западной части Туранской плиты. На Южном ^¡ангшплаке, Южном Устюрте, в Прикарабогазье нижняя часть платформенного чехла слагается красноцветно-пестроцвстныыи терригешшми породами поздней перки - раннего триаса. Комплекс сероцветных карбокатно-тер-ригонных пород триасового возраста развит только на Мангышлаке. 3 Бузачинско-Северо-Устюртском секторе также выделяются пестропветпые терригенные отложения поздней Перми - нижнего и среднего триаса и сероцветкые существенно терригенные породи рот-лейаса. Дислоцированноеть пермотриасовых отложений различная : выделяются зоны линейных складок, приразрквные, куполовидные и изг-етричные блоковые структурные формы. Складки развивались в унаследованном и конседиыентационном режиме. Краснсцветно-пестроцаетные и пестроцветные отложения формировались в мелководных лагунах, заливах с ограниченной связью с более обширными бассейнами в условиях семиаридного и аридного климата. Комплексы сероцвстных триасовых и рэт-лейасовых отлс жений сформировались в открытых морских водоемах. Различия в условиях формирования красноцветно-пестроцветных и сероцветнъ комплексов отложений предопределили значителышс отличия в кс личестве и составе РОЗ в каждой из них а направленность их дальнейшего преобразования»

Нейтегазоносность и гоолого-геохимическая характеристика органического вещества. Приводятся сведения о нефтепрся пленил в пермотриасовых отложениях. На северном борту йзно-Иэнгшьс» ского прогиба вниз по региональному наклону пород увеличивав! оя количество площадей, в которых отмечены нефтегазопроявлеш Количество проявлений нефти и газа возрастает в каждой антик; нальной зоне с востока на запад - в этом направлении увеличит ется стратиграфический диапазон кефтсгазопрояглений, нефтегаг содержащими становятся все более молодые отложения. Промилле!: ная нефтеносность выявлена в пределах Узеньской, Еетыбайской Ккно-2етыбайской антиклинальных зон. На южном борту прогиба промышленное значение имеют залежи газоконденсата и нефти в

нижне-средиетриасовых отложениях на месторождениях Северо-Ра-купечное и ОГздаша. Нсфтегазопроявления отмечены на. ряде других площадей Песчаномысско-Ра^гаечного блока. Закономерности в изменении физико-химических свойств углеводородов и фазовых типов их скоплений по разрезам продуктивных интервалов па проявляются .

Скопления УВ имеют локальное распространение, разобщены пространственно - по площади и в разрезе отложений, не имоют транспортирующих путей, обеспечивших бы распределение этих скоплений в нефтесодержащей толще в соответствии с их физико-химичеакими свойствами и фазовым состоянием. Триасовые отложения но имеют связи с каким-то другим внешним источником нефтяных УВ, выявленные скопления УЗ являются скнгенетичными-парав-тохтонными вмещающей толще. 3 красноцветной долнапинской свито каких бы ?о ни было скоплений нефтяных УВ но обнаружено. По составу и свойствам нефти в триасовых отложениях отличаются от нефтей в вышележащей ниннеюрской таяще. Отсутствуют однозначно интерпретируемые доказательства непосредственного перетока нефтяных УВ из триасовых в нижнеюрские отложения.

В разрезах пермотриаоовых отложений многих разпедочных • площадей и месторождений выявлены твердые нафтиды. Твердые наф-тпды в долнашшской свите отсутствуют. В триасовых отложениях морского генезиса твердые нафтиды встречены lia многих площадях. Они свидетельствуют о переформировании и разрушешш скоплений нефти. Маооэвое разрушение триасовых залежей нефти произошло во время позднетриасовой складчатости и орогенеза, еще до начала юрского осадконакопления. Длительность этого периода могла быть от 10 до I? млн. лег. При последующем глубоком погружении кефтесодержащих триасовых отложений свойства нефтей еще больше изменились и сниволировалзшь.

В разрезах скважин Аосаке-Ауданокого прогиба в пермотриа-оовых отложениях нефтегазспроявления и твердые нафтиды не установлены.

Рассеянное органическое вещество в пермотриаоовых отложо-ннях данного региона распределено весы,а неравномерно. 1фас подлетные отложения крайне бедны им - содержание Сорг не превышает обычно субкларка. Еще меньше в них битумовдов (0,00010,002$), По своего составу РОВ относится к гумусово-сапропеле-вому типу, В гдседелащих серсцветных отложениях триаса РОВ в

достаточно больших количествах встречается во всех литологичес-^ ких типах пород. Анализ результатов аналитических исследований РОВ и ХБА из пород триасового и юрского возраста указывает на значительные различия их состава. По соотношению с вмещающими породами в сероцйетной триасовой толща выделяются автохтонные, паравтохтонные и аллохтоннне битумоиды.

Низкими содержаниями Сорг (0,08-0,2?) и ХБА (0,00030,0025$) характеризуются пермотриасовые отложения в разрезах (Скважин Ассаке-Ауданского прогиба и Туаркыра.

В пермотрпасовых отложениях Бузачинско-Северо-Устюртского сектора скопления УВ пока не обнаружены. При бурении многих скважин в ряде мест наблюдались газонефтепроявления как в пест-роцветном, так и в сероцветнш комплексах. Твердые нафтида встречаются редко и в основном в верхнетриасовых-отложениях. Содержание Сорг и ХБА в породах пестроцветного комплекса ниже оубкларков. В породах рэт-лейаса количество Сорг существенно возрастает. Ыг^моида встречаются здеоь в порах цементов, в полостях трещин нескольких генераций. Битумоиды в основном автохтонные. В пестроцвет;шх породах исходное ОВ определено как гумуоово-сапропелевое, в сероцветиых - существенно сапропелевое.

Условия реализации нсэт^материнского потенциала рассмотрены отдельно для красноцветно-пестроцветного и для сероцветного комплексов. Они включают анализ литолого-петрографического состава, соотношений главных литологических типов пород в разрезе отложений, изменений диалогического состава, мощностей режимов осадко;:акслления. глубины залогашш той ш иной толщи, распределения пластовых температур к палеотемператур на фоне палеотектонического развитая, физических свойств пород и органического гзщества (отражательной способности витринита) и, как следствие, - определений стадий и подстадий литогенеза и градации ¿анагенеза; для каждого комплекса пород сделано заключение с генетическом классе органического вещества и о наличии нефтематеринских отложений. Специальные расчеты произведены для количественного выражения ксфтсматер1г:зкого потенциала.

й разрезах Горного /.¡ангшалака и 'Г/аршра краснсцвет.чо-пестроцветная толща имеет неоднородный лптофациалышй состав; песчаники и алевролиты в ней составляют 53-70£. В Южно-Мангыш-лакском, Ассако-Ауданском и др. прогибах основную роль играют

глины (до 1ь%). Порода слабо известкозксгые, наблюдается час---тая смена литофаций, мощностей и плана их распределения. Нормирование их происходило при активных дифференцированных тектонических движениях, что в совокупности с жарким сухим климатом создавало неблагоприятную для развития процессов нефтеобразования геохимическую среду как на этапо накопления, так и во время литогенетического преобразования осадков. Глубина залегания красноцветно-пестроцвеЪной толщи неоднократно изменялась. В настоящее время кровля ее в прогибах достигает глубшщ 3-6 юл. Положение этой толщи в различные геологичеокие эпохи проанализировано на региональных геологических разрезах и па-леотектонических прорилях. Гипсометрически повышенное положение их кровли было в конце юры, в конце мела и в предсредне-миоценовое время. Во все другие эпохи они находились глубже их современного положения. На палеотектоняческих профилях показано положение "температурного интервала", ограниченного сверху, и снизу геоазотормами, отличающимися постоянной величиной в 40°С. Для определения палеотемператур были выполнены расчеты, основывающиеся на представлении, что за последние 2 млрд. лет земная кора охлаждается в среднем примерно на 0,1^3 за каждый. I млн. лот (Любимова, 1968,1981 и др.; Дергунов, 1956). В рао-четах учитывалось положение современных геоизотерм +50°С и +90^, длительность геологических эпох (Афанасьев, Зыков, 1975). Анализ положения на палеотектонических профилях "температурного интервала" показал, что на Ккном Мангышлаке к концу среднего триаса красноцветно-пестроцветная толща располагалась в зоне с палеотемпературой значительно выше 1Ю°С. Эта температура еще больше возрастала-в последующие эпохи. В результате породи испытала необратимые катагенетичеокие преобразования, сильное уплотнение. Они характеризуются высокой плотностью: песчаники - 2,53-2,58, алевролиты - 2,65-2,67, аргиллиты - 2,6-2,72, известняки - 2,62 г/см3. Коллакторские свойства пород исключительно неблагоприятные. Отражательная способность сингонетич-ного витринита из нашей коллекции пород определялась И.И.Аммо-оозкм и Л.С .¡Парковой и составляет 1,35-1,60 Ь.0 % (гоо-гго^)** Уровень катагэнеэа пород и РОВ находится в пределах МК^-Ш^.-

-Л

Палаотемпературы, определенные по отражательной способности зитринита, всегда выше- палеотемператур, определенных по методу Дергунозз-Любкмовой.

Генетический тш исходного ОВ гумусово-сапропелевый. Пока невозможно выделить в красноцветно-пестроцветной толще какую-то часть пород с характерными для нефтематеринских отложений свойствами. Масса эмигрировавшего из пород ХБА-микронефти (показатель величины НМп) для песчаников и алевролитов равна II, для глин и аргиллитов - 44, для известняков и мергелей - 19 г/1 т породы. 2з этой массы ХБА-микронефти скопления нефти образоваться не смогли (рис.1,2).

Сероцветная триасовая толща представлена морскими мелководными отложениями сложного литологического состава. Песчаники и алевролиты составляют 24-30$, глины и аргиллиты 37-55$, карбонатные породы - 25-53$, вулканогенно-осадочные - 6-31$ от суммарной мощности сероцветной толщи. В строении ее разрезов не выявлены закономерности, позволяющие проследить направленность фадиалышх замещений. Мощность толщи меняется от 0 до 4,5 км. Теши накопления отложений были непостоянными. В триасовом периоде в осадки поступало значительно больше 0В, чем в предшествующее время; оно захоронялось и преобразовывалось в восстановительной среде, его вполне хватало на редукцию окислов железа в закпеное, а оставшееся после этих реакций РОВ участвовало в дальнейшем в процессах нефтеобразования. Ныне сероцветная толща находится на глубинах от 1,5 до 5 км. В геологическом прошлом глубина ее залегания испытывала значительные колеоания. В предраннеюрскоо время эти отложения выходили на дневную поверхность и в течение длительного времени подвергались эрозии. В поздней юре, в конце позднего мела, в оллго-цоне сероцзстная толща достигала больших глубин, чем в современную эпоху. В интервалах залегания сероцвстпой толщи пластовые температуры равны 150-20042. По Н.И.Аммосову, -алоотемпе-ратуры были в^е современных на 30-35°С. Расчеты по использованной нами методике показали, что в конце юры сероцветная толща находилась в зонт температур от 64 до Ю5°С и выше, т.е. в весьмл благоприятных для нефтеобразования условиях. Плотность песчаников и алевролитов изменяется от 1,93 до 2,55, глин - от 2,44 до 2,62, карбонатных пород - от 2,56 до 2,63, вулкано-генно-осадочшх пород - от 2,50 до 2,52 г/см3. Диапазоны изменения пористости и проницаемости тагае значительные. Отражательная способность витринита колеблется от 1,1 до 1,6 Я°$.

СРАВНИТЕЛЬНАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА НЕФТЕМАТЕРИНСКОГО ПОТЕНЦИАЛА КОМПЛЕКСОВ ОСАДОЧНЫХ ОТЛОЖЕНИИ ПЛАТФОРМЕННОГО ЧЕХА* ЗАПАШИ ЧАСТИ ШАНСКОЙ ПЛИТЫ

ЗА К А С П И Й

го лл

ПЕРСРЫЕ: Ср, до ^ОНЬ илп, лет

Р-. - - I" Л ' Г. * 7, I

'1=1=

С'п'ССвтаг Л Л;с2>г-Ауг;ясс*х прдгt.gif

тп

Й

0

1 хс

чг

ДСГ»0!ДМК«М1* Н8УГ«ЯМЫЙ

рZ.-PZ,

-1---

г

СГРОЦШМЫЕ

¿«ЯМ1ЯИ f*nrt üfil, ;(*jmf<tmwi emffUMt-*М Я >«>*?)»№»**«

(»(IMtMKbil MOP*

II lí lí

СУЩЕСТВЕННО САПРОПЕЛЕВЫЙ

¡тадипгленк-■euxmieM рд-т, e |l',»,!'|,|¡ ¡'¡-i U'MliOUlETHWt тюипииый »i 'i Й <0 Él»*-' iwf 1 i Jr>-«'Si*

ЛАГУНЫ. ВАМН^е M(Adoro MVPA Д 1

«II

■c JC

s Й _a_ si s Wí fi í s lis

o-

!|s f¡S L_fS_ ¡ гумусоео- [■САПРОПЕЛЕВмЛ ! f\¡ < «i íjs Я ~ If p¡.= s í>¡3 4

5

pU

§

Сложения сероцветной толщи находятся на стадии мезокатагена- — ia, в основном в интервале градаций MlCj-i.^. В исходном ОВ ipeобладает сапропелевое вещество морского генезиса. Кефтема-серинский потенциал пород увеличивается в ряду: вулканогенно-эсадочные - обломочные - карбонатные - глинистые породи. Рас-1ространениа по разрезу сероцветной толщи скоплений твердых ифтидов нескольких генераций и ряд других фактов указывают на *аличие в этих породах уже в триасовом периодо скоплений жидкой нефти. Скопления нефтяных УЗ являются сингенетичныш-пар-эвтохтонными по отноиешю к сероцветной толща в целом. Нет никаких доказательств того, что нефтяные УВ-могли поступить в эту толиу снизу, пз отложений красноцпетно-пестроцветной толщи. Масса эмигрировавшего из пород ХБА для песчаников и алевролитов равна ICS, для глин и аргиллнтоп - 194, для карбонатных пород - 165 и для вулканогонно-осадочных пород - 85 гД т породы, т.е. нзсрзвненно больше, чем в подстилающих отл агониях, но, по-видимому, также ее недостаточно, чтобы могли образоваться крупные скопления углеводородов.

Бузачинско-Северо-Успортскпй сектор. Соотношение пестро-цветных озерно-лагунних п сероцветных морских отложений в разрезе пермотриаса здесь несколько отличается от южного района. Отложения пеотроцвет;юй толщи натапливались в окислительной обстановке. Существенно изменяется литофациальшй состав отложений. Установлено постепенное юзрастанпе песчано-злевролнто-вого материала и его погрубенпо с запада на восток (от 38 до 72/3), опесчаниванио разрезов отложений в направлении от осевых частей прогибов к сводам поднятий.. В изменении ллтофацпальпого состава, плана распределения мощностей, те;,г<ов и режимов осад-конаколлоная важнуа роль играли тектонические дв;ц-:онпя. Осад-конакопление происходило в мелкоподнда бассетах с сильно расчленении дном в условиях аридного климата. Локальное повышение из вес тксп погости связано с этилш условиями. !тзкое содержание РОВ, его соотап, литолох-ия вмещающих отлаженил указывают на неблагоприятные условия для нефтеобраз онания. Твердые наф-тиды отсутствуют. Битумоиды распространены локально и в очень малкх количествах. Глубина з?лбгания кровли пестроцветной толщи колеблется от 0,75 до 4,3 км; в геологическом простом она неоднократно менялась. Современные пластовые температура повсеместно превышают 90°С. Расчеты показывают, что к кошу

среднего триаса во всех прогибах значительные подности пестрс цветной толщи находились в зоне температур солее 60-65°С, а их подошва нередко достигала температуры 1С0-П0°С и более. 1 прогибах вся толща оптимальных для нефтеобразовашш температур достигла в конце средней юры, а в приподнятых зонах - в барреме-альбе. Физические свойства пород и РОВ изменяются достаточно широко. Плотность песчаников и алевролитов составля ет 2,46-2,68, глин и аргиллитов - 2,52-2,64, известняков -2,66, туфов - 2,57 г/см3. Пористость и проницаемость пород очень низкие. Отражательная способность витринита изменяется от 1,72 до 2,21 Я0 % (палеотемпературы выше 230°С). Породы РОВ находятся на стадии мезокатагенеза, в интервале градаций МК^-Ш^, а саше низы пестроцветной толщи - МК^. В исходном преобладает сапропелевое ОВ с небольшой примесью гумусового ОВ. В пестроцветной толще нельзя выделить какой-либо регионально выдержанный интервал, который обладал бы свойствами нефтематеринских отложений. Г.Ьсса эмигрировавших ХБА-микроне ти из песчано-алевролитовых пород этой толщи равна 0,9, из глин и аргиллитов - 10, из известняков - 3,1 г/1 т породы. такие малые количества, что они не могли обеспечить формиро1 ниа крупных скоплений нефти.

В сероцветной толще главные литологические типы пород располагаются нисходящим рядом в последовательности: песчан; ки и аловролиты (46-77$), глины и аргиллиты (22-54$), карбо ватные породы (0,5-1,5$), вулканогенно-осадочные породы (О, 1$). Резко выраженных границ изменения литофацкального сост. ва отложений не установлено. Максимальная вскрытая мощность толщи превышает 550 м. План распределения мощноотей контрол руется крупными структурными элементами. Скорость накоплени осадков была низкой. Следует отметить преемотвенпость от пр шествующего времени контуров бассейнов осадконакопления, ах мелководность, морфологию морского дна и относительно высот* гидродинамическую активность. Преобладала восстановительная ореда, в осадках накапливалось планктоногенное ОВ, хотя дол гумусовой органики здооь заметна. Наиболее выоокоо структур ноо положонге кровля сероцветной толща имеет на Севаро-Буэг минском выотупе (глубина 0,34-0,83 км). В других местах от находится на глубинах от 1,3 до 4 ил. В прошлые гоологичеш ■¿и соси эти породы г луб овд погружались п неоднократно воз дел

лиоь, подходя близко к дневной поверхности. Современные плао-'~ товые температуры на поднятиях колеблются в пределах 4С-50°С, в прогибах Б0-П0°С. Палеотемпературную зону от 50°С и выше низы сероцветной толщи достигали в прогибах в конце сродней юры, а вся ока полностью вошла в зону этих температур но ранее барреш-апта. Вхождение в эту зону происходило весьма дифференцированно. 1!а большой площади эти отложения до конца мела не подвергались воздействию высоких температур и в них процессы нефтеобразования протекали в замененном теше. Средние значения плотности песчаников и алевролитов колеблются в пределах 2,47-2,50» глин и аргиллитов - 2,51-2,55, известняков -2,59-2,63 г/см3. Степень прообразованнооти РОЗ постепенно нарастает с глубиной залогакия пород. Отражательная способность витринита возрастает сверху вниз от С,73 до 0,94 Я.0 % (145-170°С). Породы сероцветной толщи находятся в зоне мезокатаге-неэа (MKU-MKj* . Исходное 03 - гулусоззо-сапропелевоо. Глинистые отложения в составе этой толщи обладают свойствами нефтемате-ринской породы, '-ероцветная толща реализовала свой нсфгекате-рияский потекцгал: следы этого процесса фиксируются повсеместно в виде автохтонных битумсндов, их кикроскоялсний, твердых нафтадов различных временных генераций. Количество эмигрировавших ХНА из песчаников и алевролитов составляет 61 из глин и аргиллитов - 97, аз известняков и моргелей - IG0 г/1 г породы. Это существенно больше, чем в нижележащих породах поотроцветной толща.

Глава У. ХАРАКТЕРИСТИКА РЕСТЕГАЗОНОСНОСТИ, ОСОБЕННОСТЕЙ

РАСПРЕДЕЛЕНИИ СКОПЛЕНИЙ УВ, ТВЕРДЫХ НА4Т»Щ03,

рассеянного ов и условия нестеоеразованш в

KDLMEIEAX ПОСЛЕТРИАСОБЫХ ОТЛОаЕНПЙ

Краткие сведения о геология псдлотрлаорвых отложений включают псярусноз списание разрезов отложений, тектоники и обста-новок их формирования. Юркие отложения до келловея взшэчитель-но, большая часть нижнего мола, верхного эоцена и олнгоцена слагаются песчано-алавралито-глзшлсгыка породами. Часть верхней юры, небольшие интервалы неоксма, верхний мол и низы палеогена представлены терригешю-карбонатнши и карбонатными отло-гонаяии. В разрезах юрских отложений на Южном ййнгыилакз, п-оззз Бузачи и в западной часта Северного Устюрта выделяются 13 пес-

чано-алевролитовых горизонтов, разделанных маломощными слоями регионально выдержанных глин. Последние служат реперами доя межрайонных корреляций разрезов. Дислоцированность послетриа-совых отложений различная. Структурные формы теоно связаны о тектоничеоким планом подстилающих отложений, отличаясь от них лишь меньшими амплитудами. Образование складок контролировалось постумными, унаследованными тектоническими движениями и протекало в конседиментационном режиме до ковда миоцена. Условия формирования поолетриасовый отложений во времени изменялись более значительно, чем по площади. Выделяются эпохи, в течение которых накапливались литологически и генетически различные комплексы отложении. Комплекс нижней юры, аалена и нижнего баиооа образовался в обстановке широкого развития аллювиальных равнин, болот и озер. Вышележащие отложения до готерива включительно накапливались в морских открытых баосейнах, дно которых испытывало тенденции к погружению. Крлоноцветные готе-рив(частично)-барремские отложения характеризуют время региональной регрессни морских бассейнов. Существенно терригенные породы апта-сеномака и карбонатные породы мала и нижнего палеогена указывают на развитие трансгрессирующих морских бассейнов. Глинистые породы ол;и?оцена - нижнего миоцена отражают регрессивную фазу этих бассейнов. В неогене в уоловиях чаотой смены режимов осадконакоплендя сформировался терригенно-карбо-натный комплекс пород.

Нефтегазоносность и геологс-геохимичеокая характеристика органического вещества. В послетриасовых отложениях западной части Туранокой плиты сосредоточены крупные запасы углеводородного сырья. Здеоь открыто более 80 месторождений, ореди ко-торга 55 нефтяных, 14 газо-нефтяиых, II нефтегазоконденсатных Выявлен целый ряд перспективных месторождений и залежей на но вых разведочных площадях. Преобладают мелкие по запасам место рождения. К уникальным отнооитоя одно Узсн^с1соа месторождение к крупным - йетыбай, Каламкао, Кар^жанбао, Сеперо-^узачанокое Тенге, Аоар, Кзрамандыбас.

Нефтвгазоноонооть. Икно-МадаышшвзкиН прогиб и п-ов Ъэб-Караган рассматриваются в ооотаво Южио-Шнгцплаюкой нефтегазоносной оолаоти (НТО). Это крупнейдай регион нефтедобычи СССР. Скопления УВ пркурочеаы к брахкантиклиналышм складкам,

группирующимся в антиклинальные зоны. Всс выявленные место- — рождения содержат более 1-2 залежей, большинство из них являются многопластовыми. Основные по запасам залежи связаны с среднеюрскими отложениями. Преобладают нефтяные и нефтяные о газовой шапкой залежи. Общей чертой нефтегазоносности этой области является пространственная дифференциация фазовых типов залежей по региональному наклону стратиграфических кош-лексов (по глуби1;е их залегания), выражающаяся в последовательна.! расположении вниз по падению нефтяных, нефтегазовых и газоконденсатных залежей, а также постепенное снижение неф-тегазоносности в верхах и относительное увеличение ое в нижних чаотях разреза.

Физико-химические свойства и состав»нефтяных УВ анализировались по разрезам 19 месторождений. В целом нефти легкие, . в большинстве случаеп их плотность колеблется в пределах 0,812-0,860 г/см3, в общей массе они сильно смолистые (3,6224,0853), коксуемость - 1,2-5:0, высокопарафннистыо (до 36,2£), практически бес корнистые, с высоким выходил бензиио-ксроспио-зых фрэзодий (НК - 200^ - до 61£ по весу). Вместе с тем по ооставу они сильно отличаются гак в продуктивном разрезе одного месторождения, так и по однозозрастным продуктивным горизонтам в разных месторождениях. По разрезам всех без позст>-чезнп мгсторо.г.дсн:1й но выдерживается закономерная картина изменения свойств нефтой. Среда легких нефтей нередко залегают тл-елыо, окисленные нефти с значительным содержанием смол и асфальтеноз, а иногда сроди тяжелых вдруг встречаются, заложи с соверпаняо легкой, бессернистой нефтью. Распределение скоплений УВ по ях фазспс-'.у состоянию характеризуется значительной пестротой. К числу существенных особенностей слодуот отнеоти та;~л хсропуэ ссзромззшуь закрытость, хорошую сохранность залежей в разреза мооторепдзппй. Отсутствует сообщаемость'между отде.тыогд грушззгд ззла-ей, сгаозная вертикальная ллиграцгл нефтлаых УЗ по прод/стнгной толще. Вертизсалышя миграция их ' имзе? мосто лпь а лсгллкзсданных интервалах разреза. Керадко граница изменений состзгз а еззойстзз УЗ и границы интервалов продуктивного разроза с характерным набором фазовых типов залежей совпадают с гослоглчсски>.ш границами, реглональшл.и перерывами и размывами, обусловлезшыми тектоническими причинами. Первой такой является граница между триас овыми и нижнсюрокиня

отложениями: нефти отличаются по составу» свойствам, фазоЕШ т;шам скоплений; нефти ::з нижнеюрских отложений более тяжелые, чем нефти из триасовой толщи.

3 юрском продуктивном разрезе намечаются четыре инт.ерва-•ла с определенными свойства!,« углеводородов и порядком расположения их фазовых т:шоп: I) нижнеюрско-нижнсбайосский, 2) верхнебайосско-ниммебатский, 3) верхнебатский и 4) верхне-батско-келловейский. Самыми характерными являются интервалы, объединяющие горизонты КьХ (частично), Ю-1Х и Ю-У1И (нижний ба;.оо) и ХМП-Ю-П (верхний бат). С границами между этими интервалами связаш наиболее заметные изменения свойств и соота-вг кефтей и порядка чередования фазовых типов скоплений. Б низах интервалов скопления УВ располагаются снизу вверх следующим образом: газовые, газокоидснсатаыо и нефтяные с газш и конденсатом залежи; вверху газовые и конденсатныо залежи практически не встречаются, нефти становятся тяжелыми, окислен ныма; в газоконденсатних месторождениях в верхах этих интервалов появляются нефтяные оторочки с утяжеленной нефтью.

'.•армирование скоплений УВ в верхних интервалах продуктивного разреза (интерзалы'2, 3 и 4) легко объясняется о позиций теории осадочно-маграционного происхождения нефти. Гораздо сложнее обстоит деле с залежами в нижнеарско-нижнебайссском интервале, мощность которого колеблется в пределах 355-910 м. Исхода из того, что фцрико-химические свойства нефтей в этих к в подстилающих их триасовых отложениях заметно отличаитоя, чхо в подошве нижнеюрских отложений не встречаются твердые нкфтиды в полостях секущих трещин, что перерыв между трлаосм юрой был не менее 10 млн.лот, ш считаем возможным образование 2 этом интервале углеводородов и их скоплений'в начале срзднеюрской эпохи. Дм этого имелись вес благоприятные предпосылки: перемежающиеся песчано-алевролитовыо и глинистые с леи, накопившиеся в них смешанные по составу 03, преобладающие тенденции к опускании дна бассейнов аккумуляции соадков, оптнжльтг процессов нефтеобразованпя температуры (40-45°С и выше) особенно в тслщах, выполнявши ооевые зоны унаследованных прогибов.

Небольшие залзи нефти и газа обнаружены в готеривокпх, йпгокдх, альбеких, ворхнеыоловых и палеогеновых отложениях.

В Южно-Усгартекой НТО открыто крупное многоплаотовое Шахпахтннское газовое месторождение, а на ряде разведочных площадей наблюдались мелкие газопроявления.

3 Бузачинско-Севсро-Устортском секторе, входящем в Устюртский нефтегазоносный бассейн, в соответствии с характерам распределения залекей нефти по разрезам отложений и по площади выделены Северо-Устюртская, Восточно-Устюртская и Бузачинская НТО. В Северо-Устюртской НТО открыты Арстановское и Каракудук-ское месторождения нефти. Они связаны с брахиантиклиналышми складками, являются многопластовыми; продуктивная часть разреза расчленяется на горизонты от Ю—>211 до Ю-I и сопоставляется с юрскими продуктивными горизонтами Южного .'/.ангышака. Физико-химические свойства, состав иефтей и их изменения по разрезу в принципе Taime же, как и на ¡йотом Мангышлаке. Уровни палео-гипергенного изменения свойств нефтей приурочены к границе аалена и байоса (Ю-Х/Ю-1Х), нижнего и верхнего байоса (10-УП/ В-У1), 1шжнего и верхнего бата (Ю-1У/Ю-И1). Помимо нефтяных в С ев ер о-Ус тар тс. .ой КТО в верхнеэоценовых отложениях открыты Чагырлинокое, Чумыштинское, Молкудукское, Чикудукское, Базай-ское, Кызылойское и Северо-Кызылойскоз небольшие по размерам газовыенместорожденил. В пределах Восточно-Устюртской НТО в низах юрской толщи выявлены Куанышское газоконденсатное и За-падно-Барсакельмесское нефтегазовое месторождения. В средне-, юрских отложениях на ряде плеща"ей зафиксированы притоки газа с конденсатом и свободного газа непромышленного значения.

В Еузачинокой ЕГО открыты нефтянке месторождения Кара- ■ жанбас, Северо-Еузачинское, Еалгиз-Тюбе, Кироль, нефтегазовые месторождения ¡флтай, Арман, Каламкас, Каратурун, Восточный Каратурун. Диапазон нефтегазоносности - от нижней юры до апта включительно. Ловушки связаны со сводами брахиантикллналей, исключительно сильно нарушенных разрывами. Физико-хкмичеокие свойства и состав нефтей весьма изменчивы. На месторождениях Каражанбас и Соверо-Бузачинское нефти тяжелые, с низким выходом бензино-керосиновых фракций, асфальтено-смслистые, сернистые, слабшарафшшстыо. Более высокая плотность нефтей на- ■ блюдается в верхах юрского и иоокомского продуктивных интервалов. На месторождении Каламкас наиболее значительное изменение свойств нефтей отмечается между горизонтами ¡£>-УШ/К>-УП (середина байоса) и ¡О-У/Ю-ГУ (низы бата), а также в горизонте ¡0-1 (келловей). 0

В разрезах всех месторождений данного сектора между го-" ризонтамп .с легкой нефтьэ залегают горизонты с более тяжелой нефтью или с водой. Наблюдается примерно тот же характер чередования групп продуктивных горизонтов, объединенных по признаку близких физико-химических параметров нефтей, что и в . ¡йкно-11ангшлакской НТО.

Твердые нафткды (ТКФ). Наиболее часто они встречаются в юрских, значительно реже - в нигаемеловых и очень редко - в верхнемеловых и палеогеновых отложениях. В разрезах всех сквг аыш обнаруживаются все формы ."ловушек" твердых нафтидов: в вг де мельчайшие, точенных включений меэду зернами песчаников и алевролитов, в послойных и секущих трещинах, в углублениях створок раковин и т.п. Твердые нафтиды выявлены как в разрезах отложений на месторождениях, так и в разрезах отложений многих разведочных площадей, где скопления нефти не были обнаружены. Распределение ТР1Ф в Южно-Мангышлакской НТО показан« по меридианальному профилю от Узени до разведочной площади Чагала-сор (Северное Прикарабогазье). Выделены три интервала разреза, в которых ТНФ чаще всего встречаются в полостях оек; щих трещин. Нижний интервал приурочен к границе нижней юры и аалена, средний - к границе нижнего и верхнего байоса, а вер ний намечен волизи границы средней и верхней юры. Наличие большого количества 1НФ в полостях секущих трещин свидетйльс вует, что эти трещины служили путями, по которым шла мигравд жидкой нефти из ранее сформировавшихся залежей. Отмечены гор зонты локального проявления ТН.Ф, причем на различных стратиграфических уровнях. Горизонты с ТНФ в секущих трещинах, поя ление которых отражает факт приближения или выведения на поверхность размыва и разрушения ранее образовавшихся скоплен! нефти, как правило, приурочены к региональным и локальным п« рерцвам в осадконакоплении и последующим размывам отложений,

В Южно-Устюртской НТО горизонты повышенного "содержания ТНФ в секущих трещинах располагаются внутри байосокого ярусг и в верхней чаоти бэта.

В Ьузачш око-Северо-Устюртоком секторе ТНФ встречаются тех же "ловушках", что и на Южном Мангышлаке. Наиболее част, ТНФ в секущих трещинах обнаруживаются в отложениях па грани юры и рэт-лвйаоа (КУаныл, Восточный ^аныш), в подошве аале: на .границе аалзна и байоса, в верхней чаоти байосского ярус

Как и на Шном Мангышлаке, здесь выявлено где две, а где и ~ три генерации твердых нафтидов.

Рассеянное органическое вещество изучалось по разрезам более чем 62 площадей. В комплексе нижнеюрско-нижнебайосских отложений Южно-Мангышлакской НТО увеличение содержания Сорг в главных литологических типах пород направлено от бортов к осевым зонам прогибов и обусловлено увеличенном глинйотости. Комплексу отложений верхнего байоса - верхней юры присущ тот же порядок распределения Сорг, но количество его в 1,5-2 раза превосходит породы в нижележащем комплексе. Примерно такая же картина наблюдается и в Ассакс-Луданеком прогибе. Повыпенноо содержание Сорг отмечено в глинах (0,36-2,4/*), меньше - в пес-чано-алевролитовых (0,5-1,5/Л и еще меньше - в карбонатных породах (0,04-1,22$). В пределах отдельных антиклинальных зон и блоков Сорг расйределястся по-разному. 3 обломочных породах мелового комплекса отложений средне^ содержащие Сорг равно 0,57, но в глинах с.оставляет только 0,73; в карбонатных породах достигает 0,3^'. На таком же уровне количество Сорг опродо-ляется и в меловых отложениях Прикарабогазья, Ассаке-Ауданско-го прогиба, туаркыр-Лапланкырской зоны поднятий. В глинпотых порода^ Шзо-Ушгггдмаксукого и Ассако-Луданского прогибов содержание Сорг существенно ниже субкларка, а в обломочных и карбонатных - только чуть выше или на уровне субкларка. По сравнению с породами верхнего комплекса юры содержание Сорг во всех литологичеоклх типах пород меловой системы существенно меньше.

Храсноцветные отложения готсрива-баррема уступают в содержании Сорг сероцветным породам морского генезиса: в'¡Ctxno-Мангын^акском и Дссаке-Аудзноком прогибах - в 1,3-2 раза, а по сравнению с морскими породами верхнего комплекса юры - в 2 раза и более. 3 комплексе отложений кайнозойской группы' высокое содержание Сорг имеют гллниотые породы палеогена и карбонатные породы неогена. Бптумоидл очень широко распространены • по всему пос.йтриасовому разрезу. По общеизвестным криториям выделены автохтонные, паравтохтонные и аллохтонше битумоиды. ■ Изменения з составе битумовдоз и их типов происходит в низах нижней яри, на граница аалена и нижнего байоса, нижнего и верхнего байоса, на границах байоса и бата, келловея и Оксфорда. Смена состава бнтумопдов обычно сопряжена с горизонтами,

обогащенными твердыми нафтидами. Состав ХБА изучался различными методами'. При рассмотрении всей совокупности данных и в целом по РОВ выявлены заметные различия в составе ХБА пород нижней юры, аалека и нижнего байоса - с одной стороны, и ХБА остальной части разреза юрской толщи - с другой. Как правило, анализировались глинистые породы, содержащие автохтонные би-тумоиды. Для ХБА пород нижнего комплекса характерны относителг но высокие количества С (76-80$) и пониженные Н (8-10,5$), повышенные содержания гетброэлементов (10-13$). Масляная фракци? обычно редко превышает 25-28$.' Различия в составе битумоидов подтверждаются также данными ИКС. В верхнем комплексе юры состав ХБА исключительно разнообразен, но в целом более "облагорожен". Здесь выявлены автохтонные, паравтохтонные и аллохтон-ные битумоиды, микроскопления нефти. Значительно отличаются элементный и групповой состав ХБА юрских отложений по аналогичным параметрам ХБА из пород мела. В последних преобладают автохтонные ХБА, а в красноцветных породах готерива-баррема -синбитумоиды окисленные. Корреляция данных элементного и груц пового состава, ИК-спектрометрии с положением в продуктивном разрезе фазовых типов скоплений на месторождениях Асар, 2еты-бай, Узень, Песчаномысско-Ракушечного блока показало, что на границах триаса-юры,нижнего-верхнзго байсса, е верхах батоко-го яруса в составе ХБА наблюдаются изменения, обусловленные, как и изменения в составе нефтей, палеогипергенезсм. Изменена в ооставе ХБА отмечаются на границе нашей юры и аалена, апта и альба (Узень), в низах келловея (Асар) и др. В разрезах од-новозрастных отложений Ассаке-Ауданского прогиба ХБА являются более окиаленными, более тяжелыми.

Бу зачине ко-£ еперо-Уста^тс^сий_с ектор. В отложениях юры вы явлены различия в содержании Сорг, битумоидоз и степени битуминизации как по главным литологическим типам пород, так и пс площади. Гликы и аргиллиты характеризуются более высокими эк: чениями Сорг и относительно низким коэффициентом (0,95,0$). В других типах пород содержание Сорг меньше, чем в гли нах, но степень битуминизации РОВ гораздо выше. Широко пред-ставлоны и автохтонные а аллохтонные битумоиды. По данным эле маптного анализа ХБА в породах из оонованая юры отличаются од ХБА ааленских отложений более низкими содержаниями С п Н, повышенными значениями гетерозлементов. В разрезах различных

з:

площадей изменения в составе ХБА наблюдаются на близких стратиграфических уровнях: на границах аалена и байоса, нижнего и верхнего байоса, байоса и бата, бата и келловея, верхней юры и неокома; наиболее выраженной является граница внутри байоса. В меловых и палеогеновых отложениях РОЗ и ХЕА распределяются также неравномерно. Они сингенетичны вмещающим толщам, РОВ обладает низкой степенью битуминизации. В целом имеется принципиальное сходство с РОЗ в породах Е'хно-Мапгышлакской НТО по особенностям распределения его п разрезах, по генетической природе исходного ОВ, по уровню катагепетичсской преобразованности.

Условия реализации несбтематвринского потенциала. Генетическая природа исходного "ОВ. В разных интервалах послетриасо-вой толщи определены сапропелевое, сапропелево-гумусовое и гумусовое исходное ОВ. В нижнем комплексе юры преобладает гумусовое, но есть участки с сапропелевым (С = 78-80; К = 1012%) и смешанным гумусово-сапропелезым или сапропелвво-гумусо-вым ОВ (С = 78-82; Н = 8-12$). 3 верхнем комплексе юры основная роль принадлежит сапропелевому 03. В морских неокомскнх сероцветных отлаженпях доминирует гуцусово-сапропелевоо, а в красноцветных готсрив-барремских и в вышележащих сероцветных мел-палеогеновых отложениях - сапропелево-гумусовое 03. Глубина залегания подошвы послетриасовой толщи изменяется от 0,7 до 5,5 км. Кровля юрской толщи р ряде мест обнажается на дневной поверхности, а в прогибах опускается на 2-3 км и более. Палеогеновые отложения залегают неглубоко", близко к дневной поверхности.

Пластовые температуры и палоотемпературы имеют сложный план распределения. Современная геоизотерма 50°С па йхном 'дан-гышлаке находится на глубине 0,7-0,75 км, а к северу от Горного "днгышлага охватывает 1,5 км толщу. Современная геои'зотср-ыа 9С°С располагается на юге на глубинах от 1,2 до 2 км, а на Северном Устюрте достигает глубины 3 км. Прогрессирующие повышения температур ¡заправлены к осевым зонам прогибов. Палеотем- ' пературы превышали современные на 30-35^3 (И.И.Амосов и др.). По принятой нами оценке палеотемпературы в начале батского века вся нижнелрско-нижнебайосская тслща была в зоне с палеотем-Е'ературами 60-63°С. Полное опускание юрских отложений в зону с? температурами 60-1С0°С- произошло в конце раннего мела, что

явилось решающим у&меорш для течения процессов нефтеобразова-ния во всей толще. был второй этап нефтеобразования в отложениях юры. Фхзическяе свойства пород обусловлены их лиголо-вическим составом к х-лубиной погружения. В целш уровень ката-генетическкх преобразований сравнительно невысокий. Физические свойства РОВ меняются довольно сильно по разрезам и по площади. Степень "метаморфизма" РОВ юрских и меловых пород обычно не выше 0,9 %. На основе этих данных литогенез палеогеновых и меловых отложений определяется на уровне стадии МК^-Ш^, а юрских отложений - В послетриасовом осадочном разрезе выделены в качестве нефтематеринских-нефтепроизводивших и неф-тепроизводящих пласты глинистых, алевролито-глинистых в глини-сто-алевролитовых пород в юрских, валанжин-готеривсккх, ааг-секоманских отложениях, а также карбонатные отложения мела и палеогена. Расчеты показала, что в Южно-:.'!ангышлакском прогибе и в смежных районах в шдаеюрсхо-шшюбайосских отложениях количество эмигрировавшие в процессе нефтеобразования ХЕА-микро-ьефты в песчаниках и алеврелитах оосташило 300, в глинах -504, в известняках и мергелях - 250 гД т; в верхнем комплекое юры - соответственно 565, 1908 и 445 гД т; в нижнемвловых-кайнозойских - соответственно 72, 135 и 64 гД т порода. В юр-скрх отложенйях Бузачшюко-СеЕвро-Успортокого сектора г/асса эмигрировавшего ХБА-мпкрш&фти из пеочано-алавролитовых пород равна 284, из глин - 436 а из карбонатных - 127 гД т порода; в мел-палеогеновой 'гаще - соответственно 61, 63 и 70 гД т породы. Цифры характеризуют этчоиив каждого комплекса в фор-мировашш нефтеносного лоюащшла а западной части туранской плиты.

ЗАШШШ И ОСНОВНЫЕ ВИВ0ДЫ

шиоанш положения работы и сформулированные на их основе тй<з№ сводится к следующему.

1. Дезшгана возможность образования нефеяных углеводороде® и сШ1Лен'/Л нефти в молодых породах подстадеи раннего ка-тагониаа. Анализ оостава и строения разрезов таких отложений в Каспийском, Черноги и др.морях показал, что сверху вниз, по море.увеличения глубины залегания осадочных образований наблюдаются следующие важныз изменения в составе РОВ: увеличиваются отепенз» его битуминизации, содержание* фракции масел, мотаново-ылетенозых углеводородов, легких йодких углеводородов ряда

С4-С7. Легкие жидкие УВ появляются в колодах породах в такал ~~ количестве, которого достаточно для ©¿разованпя скоплений нефти. Изменения в составе РОВ прямо еэязаны с процессами перехода осадков в горные породы и про?®яззр? э низкотемпературных условиях.

Установлена прямая зависимость меж?зу ранними стадиями литогенеза и степенью преобразованноета РЙЗ, что позволяет расширить зону нефтсобразования за счет вкяэ'шгяя л нее молодых пород подстадаи раннего катагенеза. Учитывая лживость процессов образования из РСВ легких жидких УВ на дф^тддяи раннего катагенеза, в схеме стадий нефтеобразования выделен этап образования легких гадких УВ ряда С4-С7 и определены его верхняя (15-20^) и нижняя (38-43^0; 3,5-9,1 Ша) термодинамические границы.

2. Палеозойские осадочные образования в фундаменте молодой платформы вплоть до раннего триаса обладали высоки:.: кефте-генерирукцим потенциалом. Процессы интенсивного нефтеобразования в них прекращались в раннадевонскую, предраннепермскую и

позднетриасозую эпохи, в течение которых происходило массовое разрушение скоплений нефти палеозойского возраста. Большая часть палеозойских отложений исчерпала свои нефтегенерирующие возможности к моменту накоплена краснопцетно-пестроцветной толщи пепмотркаса; образовавшиеся до этого времени скопления нефти била разрушены, а углеводороды рассеяны и преобразованы до такого состояния, что они не могли перемещаться. Палеозойские отложения в фундаменте молодой платформа но мохут служить источником нефтяных УВ для вышележащих отложений платформенного чехла.

3. В отложениях пермотриаса выдолеш два комплекса с различными нефтегенерирувдими возможностями. Залегающая в основании разрезов красноцветно-пестродветная толща не содержит скоплений нефти, твердых нафгпдов, следов перемещения нефтяных углеводородов. Это указывает на отсутствие миграции через них нефтяных УВ из подстилающих палеозойских отложений. Нефтеобра-зовапие за счет сингензтичного РОВ в этой толще не происходило. Сероцаетная толща является нефтеносной. Образование нефтяных УВ и их скоплений началось в среднем триасе, но особенно энергично происходило в позднем триасе - ранней юре из заключенного в этих отложениях преимущественно сапропелевого рассеянного

03. К началу юрского периода залежи нефти в триасовой толще — вместе с заключающими их породами были приближены к дневной поверхности, подвергались переформированию, частичному разрушению и изменению гипергешшмк процессами. Следы поступления нефтяных УВ в эту толпу из подстилающих отложений не обнаружены.

4. В послетриасовых отложениях платформенного чехла условия для реализации нефтематеринского потенциала были неоднозначными и определялись измененный палеотектонических и палеогеографические условий. В-нижнем комплексе пород нижнеюрс-до-наянебайоссного возраста выявлены наиболее ранние по времени формирования скопления нефтяных УВ, сохранившиеся до наших дней; они имеют раннебайосскай возраст. Доказано, что процесс нефтеобразования и формирования залежей нефти в этом комплексе начался еще на подстадии раннего, катагенеза. Ыояио провес« параллель в развитии процессов нефтеобразования между этими отложениями и молодыми породами в разрезах Каспийского, Черного и др.морей. Отсутствуют доказательства массового поступления нефтяных УВ в никнеюрско-раннебайосский комплекс из подстилающих пород триасового возраста. В комплексе морских карбона тно-терригенных отложений средней-верхней юры, валанжина-

и готерива процессы нефтбобразовашш и формирования скоплений нефтяных УЗ протекали в течение среднеюрского, мелового и кайнозойского времени. Отдельные члены разреза выключались из этих процессов нз короткое прели в течение позднего готерива-баррема. В послебарремское время' вплоть до конца раннего миоцена сохранялись благоприятные условия для реализации мезозой скиыи и палеогеновыми отложениями нефтематеринского потенциал Сравнение количественного выражения НШ по главным латологиче ким типам пород и по отдельным комплексам позволяет выотроить следующий возрастающий ряд: I) краоноцветные отложения готери ва-барре;.а; 2) мел-палеогеновца; 3) Нйжиеюрско-нижнебайосские 4) ербдне-верхнеюрокие г валашш^гетеривскив сероцветные от-лсаэния.

5. Наличие в чехле молодой шштформы гетерогенных осадоя ных комплексов пород с раздавший величинами НШ затрудняет установление четких грандц врртшданой зональности в распределении скоплений пефтявда У8 П9 рззреву платформенного чехлг но воой его толще, от noaKiSii П@£ВД ДО миоцена включительно.

36. Геохимические показатели газоносности юрских отложений ~~ Северной Туркмении // Извеотия вузов, геол. и разиед.-

1976.-А5 8.-С.68-76 (соавт.: Арнольд В.Н., Гербор М.И., Орлова B.C.).

3?. Направленность процесса низкотемпературного превращения органического вещества морских отложений.-Тез.докл. I Съезда оов.океанол., вцп.З.-М.: Наука, 1977.-С.213.

38. История палеозойского нефтеобразования в осадочных бассейнах Средней Азии.-Условия образ.нефти и газа в осад.баос.-М.: Наука, 1977.-С.65-79.

39. Изменение состава органичеокого вещества в непрерывном разрезе морских отложений: УШ Мевд.конгр.по орган.геохимии / Геохимия рассеян, и концентр. OB ооврем. и иокоп. осадков. Тез.докл., t.I.-M.: Изд-во ПГиРГИ, 1977.-С.16-17.

40. Распределение и ооотав битумоидов в плиоцен-четвертичных отложениях Черного моря (по материалам глубоководного бурения) .-Тез. докл. I съезда сов.океанол., вып.З.-Н.: Наука,

1977.-C.102-103 (ооапт.: Потапова Л.И.).

41. Оценка нефтогазоноонооти палеозойских отложений Закаспия // Геол.нефти и газа,-1978.-)& 7.-C.6-I2.

42. Постседиментационнце изменения и начальный процесс формирования нефто(газа)производчщего потенциала отложений современных морей.-Осадочные формации и их нефтегазоноон. Тез.докл.-М.: Изд-во МГУ, 1978.-С.169-170.

43. Особенности оостава органичеокого вещества в горизонтах саПропелевидных ооадков морей и океанов.-Накопление и преобразование OB современ. и иокоп.осадков.-А. : Наука, 1978. -G»8S-99. (соавт.: Конюхов А.И., Гершанович Д.Е. и др.).

-44. Раннедйагонетачеокив превращения органического вещества п ооадках.-0снов1{ио условия генерации и аккумуляции нефти и гаэа.-М.: Наука, I978.-C.17-35 (ооавт.: Потапова Л.И.).

■45. Осадгсонакопленле на континентальной окраине Черного моря / Монографии» Отв»ред. П.А.Каплин.-М.: Наука, 1978.-212 о. (соавт.": Цзрбакоз i.A., Потапова Л.И. и др..).

46. Преобразований органического вещества во вмещающих отложениях на стад'гг:! диагенеза и раннего катагенеза.-Накопле-' Ийо и преобразование содикахитов.-М.: Наука, 1979.-С,39-56.

47. О разрезе миоцен-петвертичних 'отложений Черного моря // Изв.вузов, Гга^. .-и 1>аз2эд,-1979.-Я 10.-С.29-37.

48. Физико-химическая характеристика гуминовых кислот миоцен-четвертичных отложений Черного моря // Изв.вузов, геол. а развод.-1979.-$ 12.-С.66-74 (соавт.: Потапова Л.И.).

49. Хлороформенные битумоиды в миоцен-четвертичных отложениях Черного моря // Изв.вузов, геол. и развод.-1979.-^ 10.-С.55-65 (соавт.: Потапова Л.И., Бартаиевич О.В. и др.).

50. Новые данные по стратиграфии, литологии и геохимии органического вещества триасовых и юрских отложений ¡йкного Мангышлака и Устюрта.-Монография / Отв.ред. Ю.К.Кферов.-М.: Изд-во ИГиРГИ, 1977.-149 с. (в коллект.авторов).

51. Строение разреза отложений на разведочной площади Ракушеч-

ная-море в восточной части среднего Каспия.-Кот,пл.исслед.

Касп.моря, вып.6.-!,!.: Изд-во МГУ, 1979.-С.60-67 (соавт.:

Лукша В Л.).

* ' ыормих

52. Начальная стадия нефтеобразования в отложенияху водоемов.

-Компл.исслед.природы океана, вып.7.-М.: Изд-во МГУ, 1979.

. -С.56-60.

53. Органическое вещество плиоцен-четвертичных отложений.-Геолог .история Черного моря по результ.глубоководн.бурения.-1.1.: Наука, 1980а.-С.142-148 (соавт.: Потапова Л.И.).

54. Гуминовые кислоты миоцен-четвертичных отложений Черного моря (скв. 380/380А "Гломар Челленджер") )/ Изв.вузов, геол. и развад.-19806.I.-С.19-29 (соавт.: Потапова Л.И

55. Вещественно-петрографический оостав нерастворимой фракции органического вещества миоцен-четвертичных отложений Черного моря //' Изв.вузов, геол. и развод.-1980.-* 4.-С.62-6 (соавт.: Парпарова Г.М., Потапова Л.И., Сорокин В.М.).

56. Физико-химическая характеристика нерастворимой фракции ор топического вещества миоцен-четвертичных отложений Чернот моря // Изв.вузов, геол. и развод.-1980.-й 4.-С.50-56 (соавт.: Четверикова О.П., Потапова Л.И., Сорокин В.М.).'

57. Спирто-бензольные битумоиды в мяоцеа->чвтзертичных отлсисе-иипх Черного моря // Изв.вузов, геол. и развед.-1980.-# < С.153-156 (соавт.: Потапова Л.И., Аммосова Л.М. и др.).

58. Сульвокислоты в миоцен-четвертичных отделениях Черного М( ря // Изв.вузов, геол. и развед.-1980.-К 2.-С.128-130 (о< авт.: Потапова Л.И.).

Тектоника и история развития северо-западного шельфа Чер кого моря .-Монография / Отв.рад. В.Е.Хаин.-Ы.: Наука, 1981.-2«-! с. (соавт.: Моргунов Ю.Г., Калинин А.В. и др.)

60. Физико-механическиа свойства донных осадков Черного моря.-Монография / Отв.ред. А.Е.Бабинец.-Киев: Наукова думка, I98I.-204 с. (соавт.: Бабинец А.Е., Емельянов В.А., Поляков A.C., Щербаков Ф.А. и др.).

61. Магматические породы фундамента Южного йангышлака // ДАН СССР.-1982.-Т.264, Ii 2.-С.387-391.

62. Палеозойские структуры и их роль в формировании впадины Каспийского моря.-Палеогеогр. Касп. а Арал.морей в кайнозое, ч.П.-М.: Изд-во МГУ, 1983.-С.3-13.

63. Эволюция минеральных и органических компонентов ооадочной толщи Каспийокого моря в мезокайноэое.-Палеогеогр. Каоп.

и Арал.морей в кайнозое, ч.П.-М.: Изд-во МГУ, 1983.-С.81-88 (соавт.: Дукша В. Л., Потапова Л.И., Шлыков В.Г.).

64. Перспективы обнаружения новых окоплений углеводородов в палеозойоких отложениях Закаспия.-Эволюция нефтегазообраз. в иотории Земли: Тез.докл.-М.: Изд-во Г/ТУ, 1984.-С.186-188.

65. Поотседиментационная эволюция морских осадков./ Тез.докл. 27-й Межд.геол.конгресс, т.IX, Ч.2.-М.: Наука, I984.-С.9^-101.

66. Карабогазскал нефтегазоносная облаоть.-Геологпя СССР, т.ХХП. Туркменская ССР. Полезные ископаемые.-М.: Кедра,

1984.-С.61-64 (соавт. Левин А.И.).

67. Учтаганский перспективный нефтегазоносный район.-Геология СССР, т.ХХП. туриленокая ССР. Полезные ископаемые.-М.: Недра, 1984.-С.144 (соавт.: Фартуков М.М., Семенцов А.Ф.).

68. Сочленение гранитов и сланцевых пород на площади Оймаша (Шный Мангышлак) // Вестн.Ш, с ер. 4, геол.-1985.-.»f I.-С.35-41. . -

69. Синхронные изменения органического вещества и некоторых свойств доннях"отложений современных морой в процессе литогенеза.-Органпч.вещ.соврем. и иокоп.ооадков.-М.: Наука,

1985.-С.46-53 (соазт.: Потапова Л.И.).

70. Легкие углеводороды в миоцен-четвертичных отложениях Черного мор.", как показатель начального процесса нефтегазообраз ова ния.-Те з.докл. Ш Съезда сов.океанол. Секция геолог,, геофиз. и геохям.океана.-М.: Гидрометиздат, I987.-C.II5-116.

71. История геологического развития континентальной окраины западной части Черного моря.-Монография / Под ред. П.Н.Куприна.-!.!. : Изд-во МГУ, 1988.-312 с. (соавт.: Лимонов А.Ф., Паев Е.Г. и др.).

72. Physical and llechanjcal Properties of the Black Sea's Pliocene--Quaternar$ sediments (sites 38o and 381) /Poss, D.A.,Neproch-nov, J. P. ,et al., 1978, Initial iieporto of the Deep Sea Drilling Project, vol.XLII, part 2,Yiashington, II07-II23 (soavt.Stche-rbakov P.A.,Poljakov A.S. et al.).

73. Composi tion of the-insoluble fiaction of the organic matter in the lliocene-Quatemary beds in-the Black eea. /Internet, Geology. Bev. v.23 no 9. 1981, p.p.Ю93"Ю98 (soavt.Parparova G.M. .Potapova L.I.,Sorokin V.M.).

74. Physicochemical characteristics of the insoluble fx-action of the organic matter in the liiocene-Quatemary beds in the Blaob Sea. / Internet. Geology Bev. v.23, no 12, 1981, p.p. 1437-1442.

75. Палеогеографические условия осадконакопления новейшего этапа развития впадины Черного моря. / Pe^ibelticum IIj ТхоЪ-lemy Ьа dawere obszaiu Baltyckiego i Czamomorokiego, pod xe-dakcja Boguslawa Rosy i Kaz.Wypycha. 'Izd. "Gdanskie JCowarzyst-wa Kaukowe". Wydzaly nauk о Ziemi, Gdansk, 1982, p.p.21-37«

Зак.'* ?79, тир.100 экз.; итдел печати эт::4ака 1ц v