загрузка...
загрузка...
На головну

Тектоніка осадового чохла 11 сторінка

Дивіться також:
  1. A) Магнітосвязанние лінійні індуктивності. 1 сторінка
  2. A) Магнітосвязанние лінійні індуктивності. 10 сторінка
  3. A) Магнітосвязанние лінійні індуктивності. 11 сторінка
  4. A) Магнітосвязанние лінійні індуктивності. 2 сторінка
  5. A) Магнітосвязанние лінійні індуктивності. 3 сторінка
  6. A) Магнітосвязанние лінійні індуктивності. 4 сторінка
  7. A) Магнітосвязанние лінійні індуктивності. 5 сторінка
  8. A) Магнітосвязанние лінійні індуктивності. 6 сторінка
  9. A) Магнітосвязанние лінійні індуктивності. 7 сторінка
  10. A) Магнітосвязанние лінійні індуктивності. 8 сторінка
  11. A) Магнітосвязанние лінійні індуктивності. 9 сторінка
  12. I. ОСВІТА СПОЛУЧЕНИХ ШТАТІВ 1 сторінка

Майкопський відкладення продуктивні тільки на родовищі Шамхал-Булак. Тут в базальному піщанику виявлена поклад нафти. Слід зазначити, що на родовищі Ачісу в одній свердловині була отримана нафту (свердловина працювала 1,5 місяці з дебітом 10 т / добу) з мергелистих брили еоцену (впровадження в глини Майкопа). Еоценові відкладення газоносних тільки на родовищі Шамхал-Булак, де вони утворюють єдиний резервуар з верхнім крейдою.

Верхньокрейдяні трещинние вапняки продуктивні на всіх структурах зони. Поклади газоконденсатні (Ачісу, Новолакське, Шамхал-Булак) і нафтогазоконденсатні (Махачкала-Тарки, Дімітровськая). Поклади приурочені, як правило, до великих (12x8 - 3x1,5 км) і високоамплітудними (250-610 м) складкам. Поклади масивного типу, за винятком Шамхал-Булакском пластово-масивної поклади. З усіх покладів зони найбільш складно побудованої є Дімітровськая. Тут скупчення нафти і газу приурочені до серії тектонічних блоків. У блоках, що містять газові поклади, ймовірно, єдиний ГВК (глибина - 4156 м), в той же час в Іргінском і Хушетском блоках, де верхня крейда залягає вище (близько 3800 м), по всій видимості, містяться самостійні нафтові поклади. Глибина залягання верхньокрейдяних покладів в різних частинах зони змінюється від 2700 (Шамхал-Булак) до 5500 м (Новолакське). Найбільша за запасами газу поклад Шамхал-Булак, мінімальні запаси має Новолакське поклад.

Нижнім продуктивним горизонтом в розрізі зони є пісковики апта і тріщини-кавернозні вапняки і доломіт нерасчлененной товщі неокома - верхньої юри. Ці відкладення містять поклади газоконденсату на родовищах Шамхал-Булак, Махачкала-Тарки (валанжина - верхня юра) і Димитровское (АПТ-готерів). Поклади масивні, пов'язані зі складками, близькими за розмірами верхньокрейдяним, але з великим поверхом газоносності - до 580 м на Шамхал-Булаке. Ця поклад - одна з великих за запасами газу, мінімальні запаси має Махачкала-Таркінская поклад. Глибини залягання покладів близько 4000 м. Найбільш типові родовища зони - Шамхал-Булак і Димитровское (рис. 59 і 60).

Західна зона нефтегазонакопления в тектонічному відношенні пов'язана з групою складок однойменної антиклинальной зони, на двох з яких (Селлі, Гаша) виявлені поклади нафти і газу.

У розкритому розрізі осадового чохла зони присутні потужні піщано-но-глинисті породи середньої юри (більше 2,5 км), малопотужний (до 200 м), переважно глинистий нижня крейда, вапняки і мергелі верхньої крейди (450-700 м) і еоцену ( 60-270 м), а також глиниста товща Майкопа (600-1700 м) і глибоко еродований (до карагана-Чокрак) неоген.

Складки зони складно побудовані по неогенових відкладень внаслідок прояву майкопського діапірізм. За нижчого комплексам вплив диз'юнктивній тектоніки слабшає, тільки окремі крутопадающие розриви ускладнюють палеоген-верхньокрейдяні структури коробчатого типу. Найбільшою є складка Селлі (10x4 км) амплітудою близько 200 м. Складка Гаша поступається в розмірах (6x1,5 км), але має велику висоту (більше 300 м).

Основний продуктивний горизонт зони приурочений до тріщин известнякам дата і Маастрихта. Поклади нафтогазові, масивного типу. Поверх продуктивності від 230 (Селлі) до 300 м (Гаша), при цьому висота газової шапки становить, відповідно, 130 і 170 м. Глибина залягання покладів -1400 (Селлі) і 2400 м (Гаша) (рис. 61). Запаси нафти родовищ невеликі. Крім верхньої крейди на обох родовищах нефтегазоносни також трещинние карбонатні породи форамініферовимі шарів.

Мал. 59. Родовище Шамхал-Булак

1 - ізогіпс по покрівлі верхнеюрских відкладень, м; 2 - Тектонічні порушення; 3 контур газоносності; 4 - Поклади газу; 5 - свердловини; 6 - Лінія профілю

Мал. 60. Родовище Димитровское

1 - Ізогіпс по покрівлі верхньокрейдяних відкладень, м; 2 - Тектонічні порушення; 3 - зона грабенообразних прогину; 4 - Контур нафтогазоносності; 5 -залежь газу; 6-8 - свердловини, в тому числі: 7 - дали нафту, 8 - дали газ з конденсатом; 9 - лінія профілю

Мал.61. Родовище Гаша

1 - зогіпси по покрівлі верхньокрейдяних відкладень, м; 2 - тектонічні порушення; 3, 4 - контури: 3 - газоносності, 4 - нефтеносности; 5, 6 - поклади: 5 - газу, 6 -нафти; 7 - свердловини; 8 - Лінія профілю

Східна зона газонакопичення об'єднує структури однойменної антиклинальной зони.

Відмітна особливість осадового розрізу зони - це значна ерозія верхніх його частин: на поверхню тут виходять відкладення від середнього міоцену до Майкопа. Як наслідок, палеогенові і мезозойські комплекси тут характеризуються піднесеним гіпсометричним заляганням -від 150 до 1500 м. Всі утворюють зону складки є асиметричними з падінням шарів на крилах від 20 ° до 55 °, як правило, ускладнені розривними порушеннями. Розміри складок досягають 15x2,5 км, висота - до 160 м.

В межах всіх структур зони продуктивні два комплексу - хадум-форамініферовимі і нижнемеловой. У розрізі останнього встановлена неф-тегазоносной глинисто-алевролітових пластів в апте (Берике) і альбе (Дузлак), альбом газоносен на структурі Дагестанські Вогні, три газоносних пласта відзначені на структурі Хошмензіл (рис. 62) в інтервалі глибин 560-790 м. Ніжнемеловиє поклади пластово-склепінні. Хадум-форамініферовимі резервуар являє собою пачку трещинних мергелів потужністю до 30 м. Поклади масивні, склепінні. Тільки на структурі Берике ці відкладення нафтоносних, на інших структурах вони газонасищени. Запаси нафти і газу родовищ зони невеликі, і до теперішнього часу вони практично вироблені.

Приморська зона нефтегазонакопления об'єднує три родовища нафти і газу, приурочених до складно побудованим кулисообразно сочленяющимся структурам коробчатого типу. Останні, як правило, мають великі розміри (до 22x6 км), ускладнені в крильевих і склепінних частинах крутопадающими порушеннями. В осадовому чохлі зони розкритої потужністю понад 5 км розвинені всі стратиграфічні підрозділи (від неогену до середньої юри), проте основний продуктивної товщею є 800-1000-метрової по потужності Чокрак.

Мал. 62. Хошмензільское газове родовище

1 - ізогіпс по покрівлі нижньокрейдових відкладів, м; 2 - контур газоносності; 3 - поклади газу; 4 - свердловини; 5 - лінія профілю

Продуктивні горизонти розподілені по всьому розрізу, утворюючи кілька відокремлених світ (А, Б, В і Г), складених чергуються прошарками піщано-алевролітів і глин. Число проникних горизонтів нерідко перевищує 20, потужність змінюється від декількох метрів до декількох десятків метрів, широко розвинене фаціальні заміщення. Найбільш широкий діапазон нефтеносности на родовищі Избербаш (всі свити), на Інчхе-Море - свити Б (газ) і Г; на родовищі Каякент нафтоносних тільки пісковики свити Б. Глибини залягання покладів до 2 км, типи покладів різні - від пластових сводових до литологически і тектонічно екранованих. Найбільшим за запасами нафти родовищем є Ізбербашское.


геохімія нафтідов

і органічної речовини порід

Нефтегазопродуцірующіе товщі

Діагностика нефтегазоматерінскіх товщ зазвичай здійснюється шляхом оцінки кількісних і якісних характеристик розсіяного органічної речовини (РОР) порід. Кількісний підхід до оцінки РОР більш традиційний, проте є необхідною, тому що враховує концентрації органіки в породах, ступінь її бітумінозних і рівні нефтегенера-ційного потенціалу. Якісні показники пов'язуються з порівняльним аналізом вуглеводневої, компонентного, ізотопного та мікроелементного складів РОР і нафт. Даний підхід суттєво уточнює джерела нефтегазообразования в розрізі осадових порід нафтогазоносних басейнів (НГБ).

Перш ніж приступити до оцінки бітумінологичеський показників порід, слід коротко зупинитися на прийнятих геохімічних умовах, що визначають діагностичні характеристики РОР порід як можливо нефтегазоматерінскіх. Згідно Н. Б. Вассоевіч, Дж. Ханту, С. Філіппі і іншим авторам, для теригенних порід слабких і помірних рівнів катагенеза зміст органічного вуглецю Сорг - 0,9 % (На породу) і більш цілком відповідає критеріям віднесення їх до розряду нефтематерінс-ких. Для карбонатних утворень нижній кондиційний межа значень Со становить 0,4%. При оцінці змісту хлороформенний біту-моіда (ХБ) в РОР більшість дослідників і, зокрема, Н. Б. Вас-соевіч, відносять інтервал 0,015-0,045% до середньої (порогової) категорії значень цього параметра, вище яких товщі впевнено характеризуються як видобувають нафту .

При визначенні ступеня бітумінозних РОР, як відомо, користуються значеннями коефіцієнта b (в%), рівного (ХБ- 0,85 / Сорг) * 100. Для РОР переважно сапропелевого типу Ь, рівний або менший 5%, характеризує автохтонний (сінгенетічний) битумоидов. При значеннях Ь, великих 10-12% ХБ впевнено диагносцируется як Алохтонні (епігенетічний) або паравтохнонний по відношенню до ОВ вмещеющей породи.

Східне Передкавказзя

В цьому розділі проведено аналіз змісту РОР порід платформного чохла в діапазоні від тріасових до палеогенових відкладень.

тріасовий комплекс

У геохімічному плані найбільший інтерес представляють відкладення морської карбонатної формації нижнього тріасу, максимальна потужність яких становить 700 м. Карбонатная товща підрозділяється на дві частини: нижню (Нефтекумском свита индского ярусу) і верхню (Оленекского ярус). Нефтекумском свита представлена пелітоморфних, органогенно-обломоч-ними і доломітизованими вапняками з прошарками мергелів. Для порід Оленекского ярусу характерно чергування глинистих вапняків, мергелів і аргілітів.

Значна за обсягом частина Нефтекумском свити відкладалися в субак-вальної обстановці в умовах арідного клімату і слабовосстановітельной або субокіслітельной середовища, несприятливих для бітумонакопленія. Винятком служать аргіліти і глинисті вапняки в підставі почту, збагачені ОВ (Сорг - До 0,9%, ХБ - 0,01-0,04%). У карбонатних різницям порід ОВ представлено сапропелевих типом, а в глинистих - гумусо-по-сапропелевих. Для светлоокрашенних вапняків характерна перевага рухомого епігенетічного битумоидов з високим вмістом масляних вуглеводневої фракцій.

У Оленекское час теригенно-карбонатні опади формувалися в морських, прибережно-мілководних (лагунних) умовах в субвосстановітельной і відновної ситуаціях. зміст Зорг в породах становить 1,0-2,5%, а ХБ - до 0,03-0,04%. Щодо компонентного складу битумоидов оцінюється як сінгенетічний, з підвищеними концентраціями смол і асфальтенів.

Відкладення середнього тріасу, особливо анізійского ярусу, формувалися в мілководне-морських умовах гумідного клімату, в відновної обстановці накопичення опадів. Аргіллітовие різниці тут збагачені С (0,4-1,8%), утримання ХБ складає в середньому 0,02%. Початкове ОВ відноситься до сапропелевих типу.

У регіональному плані як в аргиллитах, так і в карбонатах обстановки діагенеза і бітумінологичеський показники стають найбільш сприятливими в центральній і північно-східній частинах басейну (Таловский виступ, Сухокумськ, Бажіган-Гранична зони, Маничський прогин). Зони підвищених змістів Зорг 1,0% і більш, ХБ - до 0,06% мають широтне і субширотне простягання, а їх розміщення добре узгоджується з областями відновлювальних ситуацій і підвищеної глінізаціі розрізу. Менш сприятливі бітумінологичеський характеристики відзначені на півдні і заході тріасового басейну (Орта-Тюбе, Тереклінская і т. Д.).

В цілому, по тріасового комплексу більш сприятливими бітумінологичеський показниками характеризуються глинисті різниці, які були продукувати товщами. Однак ступінь бітумінозних ОВ збільшується від глинистих порід до піщано-алевролітовие і карбонатних від 5-7 до 12-16%. Все це вказує на активні процеси еміграції рухомих УВ з проявами епі- і параавтохтонной бітумінозних в порово-тріщини просторі.

Отже, в обсязі всіх літологічних різниць Оленекского, индского і анізійского ярусів спостерігається поліпшення всіх бітумінологичеський параметрів від крайових частин басейну (з півдня, південного заходу, південного сходу) до центру з найсприятливішими їх значеннями в ареалах нафтогазоносності даного комплексу. Тут же спостерігається і більш високий ступінь восстановленности середовища накопичення опадів.

Юрський комплекс

Темнокольорові аргилліти відкладень лейаса (J1) І аалена (J2) Мають порівняно високим вмістом Сорг (0,6-1,7%) і ХБ (до 0,05%). Сприятлива бітумінологичеський характеристика зазначених утворень дозволяє їх віднести до категорії нефтематерінскіх. Цими ж якостями володіють байоса-батского аргіліти, в яких Сорг становить 1,5-2,8%, а ХБ - 0,05-0,09%, досягаючи в окремих випадках 0,12 %. Тип вихідного ОВ визначено як переважно гумусовий, з домішками сапропелевих різниць.

У загальному плані встановлено закономірне збільшення всіх бітумінозних параметрів аргиллитов юри з півдня і півночі регіону до його центральним і південно-східним частинам. Ця спрямованість збігається із загальним збільшенням потужності юрських відкладень в східній і південно-східній частинах платформи. Тут зафіксовані максимальні значення коефіцієнта Ь, особливо в глинисто-алевролітових різницях (від 15 до 40%).

Таким чином, основна генерація УВ нафтового ряду в аргиллитах юрських відкладень здійснювалася, цілком ймовірно, на сході і південному сході платформної території, де встановлено підвищені потужності відкладень. Із зазначених осередків генерації відбувалася, очевидно, міграція вуглеводневих систем в найбільш підняті зони (Озек-Суат-Бажіганская, Велічаевско-Сухокумськ і т. Д.).

Нєоком-АПТ-альбский комплекс

Представлений переважно пісковиками і алевролітами. Зміст аргіллітових прошарку в обсязі комплексу не перевищує 20%. кількість Зорг в аргиллитах коливається в межах 0,4-0,6%, не досягаючи суб-кларкового значень для теригенних утворень. Кількість ХБ складає 0,005-0,015%, що характеризує низьку бітумінозних цих порід. Практично у всіх досліджених зразках коефіцієнт b не перевищує 10 %.

верхнемеловой комплекс

Карбонатні відкладення верхньої крейди, що містять в невеликих концентраціях РОР (Сорг = 0,1-0,3%; ХБ = 0,002-0,004%), до материнських товщ віднесено. Виявлені в них нечисленні поклади нафти мають вторинну природу, пов'язану переважно з палеогеновим джерелом нефтеобразования.

Таким чином, в розглянутих товщах мезозою тільки юрські відкладення (особливо байоса-батского) оцінюються як нефтегазоматерінскіе. Бітумінозних цих порід збільшується в південно-східному напрямку, т. Е. В бік акваторії Каспійського моря.

палеогеновий комплекс

Відкладення олігоцену широко представлені як у східній, так і в центральній частинах Передкавказзя. Виражені вони слабокарбонатних лістоватимі глинами з підлеглими прошарками мергелів. Породи відкладалися в відновлювальних і різко відновлювальних ситуаціях. Органічне речовина представлено в основному тонкодисперсними утвореннями сапропелевих природи. Меншу частку складають включення гумусово-лігнітового матеріалу.

зміст Зорг в зразках порід Баталпашинського і хадумской світ становить 0,5-3,7%. Середній вміст Зорг в хадуме досягає 1,4%, а в Баталпашинського свиті - 1,25%. зміст Зорг знижується в міру збільшення карбонатності відкладень. Кількість ХБ в РОР порід хадума дуже висока (0,4-0,8%), в Баталпашинського свиті зміст ХБ дещо менше і становить 0,2-0,4 %.

Ступінь бітумінозних РОР досить значна і складає в середньому 28-33 %. Тип битумоидов в цих відкладеннях параавтохтонний. За сукупністю показників відкладення олігоцену слід віднести до материнських порід з високим нафтовим потенціалом.

Несприятливе співвідношення нефтематерінскіх порід і колекторів зумовило слабку реалізацію нефтематерінскіх потенціалу через труднощів еміграції УВ.

зміст Зорг в породах еоцену також висока (1,4-3,2%) при підвищених концентраціях ХБ (0,1-0,7%). Ступінь бітумінозних РОР становить 22-32%. Як і в олігоценовими час, опади бурою і зеленої світ оталагалісь в різко відновлювальних ситуаціях за рахунок рясного надходження в басейн органіки переважно сапропелевого типу. Освіти еоцену також віднесені до розряду материнських світ з високим нефтегенераціонним потенціалом.

Диференціація нафт на генетичні (або геохімічні) типи є одним із способів визначення джерел нефтеобразования або материнських товщ.

Шляхом комплексної оцінки розподілу вуглеводнів-біомаркерів (УВ-біомаркерів) в мезозойської-кайнозойської розрізі платформенного чохла виділені три генетичних типу нафт - тріасовий, АПТ-неоком-юрський і палеоген-верхнемеловой. Вуглеводневі показники, що відображають їх генетичні відмінності, представлені в табл. 1 і на рис. 63.

Згідно хроматограму, представленим на рис. 63, ці типи помітно відрізняються за розподілом н-алканів і изопреноидов. У нафтах тріасового типу звертає на себе увагу бімодальне розподіл н-алканів і низькі значення співвідношень пристав / Фіта і пристав / н-С17. У той же час, нафти палеогенового типу відрізняються більш високими величинами зазначених співвідношень. Більш того, в нафтах цього типу підвищені змісту изопреноидов.

Не менш чітко визначаються відмінності між типами нафт при аналізі розподілу в них УВ-біомаркерів (трітерпанов, стеранов і алкіл-бензолів).

Зокрема, вони добре диференціюються за параметрами, які характеризують рівні термічної зрілості - Ts/ Tm, Діа- / регулярні стеран. Як можна помітити, в сверхзрелих нафтах тріасового типу практично відсутні стеран і трітерпани (див. Табл. 1).

Відмінності між типами виявляються і за генетичними показниками -трітерпани З29/ С30 і розподіл стеранов З27, З28, З29. Наприклад, переважання в нафтах юрського типу стеранов З29 свідчить про істотній частці рослинного, гумусового матеріалу в ОВ юрських нефтематерінскіх товщ.

В цілому, наявність трьох генетичних типів нафт доводить існування в розрізах трьох нефтематерінскіх товщ.

Мал.63. Хроматограми типів нафт Східного Передкавказзя (за даними Е. Г. Буровий)

а - площа Прасковейское, скв. 63, К2, Інтервал - 2706-2723 м (палеоген-верхнемеловой тип нафт);

б - площа Закумське, скв. 30, К1, IX пласт, інтервал 3278-3281 м (АПТ-неоком-юрський тип нафт);

в - площа Кумухская, скв. 6, Т, інтервал 4800-4822 м (тріасовий тип нафт)

західне Передкавказзя

Юрський комплекс

У цьому регіоні геохимически кращим чином вивчені юрські підсольові відкладення Східно-Кубанської западини. Тут їх потужність досягає 4-5 км.

У подсолевих відкладеннях РОР юрського терригенного комплексу зазнало високі стадії катагенеза (МК4 -МК5) І в даний час набуло тільки газогенераціонние властивості. Високий рівень термічної зрілості РОР відбився і на порівняно скромних бітумінологичеський показниках порід.

Щодо збагаченими РОР представляються аргилліти байоса-бата і келловея. У перших Зорг становить 0,3-1,8%, а в келловей - 0,4-3,5%. У всіх зразках ХБ не перевищує 0,05 %. Значення коефіцієнта b практично знаходяться на рівні 10-13%. Аргіліти насичені вуглистими включеннями і залишками рослинного детриту, що свідчать про переважно гумусового типі вихідного РОР. Характерною особливістю складу битумоидов є приблизно однаковий зміст масел і смол при підвищених концентраціях асфальтенов (25-28%) і переважання в масляній фракції ароматичних і нафтенових-ароматичних сполук [Архипов і ін., 1979].

У карбонатах і пісковиках Оксфорда верхньої юри зміст Зорг становить 0,4-0,6%, а ХБ - 0,02-0,04 %. У породах РОР представлено у вигляді дисперсних включень сапропелевих природи. Кимериджа-титонского вапняки і аргіліти характеризуються найнижчими бітумінологичеський показниками (Сорг - 0,02-0,04%; ХБ - 0,008-0,010%).

З урахуванням високих рівнів зрілості РОР порід найбільш сприятливими для нефтегазообразования по геохімічним показниками представляються аргилліти байоса-бата-келловея і карбонати Оксфорда.

З метою уточнення числа нефтегазопродуціровавшіх товщ в розрізі мезозою проведено зіставлення нафт з розподілу в них алканів складу З1232. Результати кореляції представлені в табл. 2. Як можна бачити, нафти среднеюрских пластів відрізняються порівняно високими значеннями відносини пристав до фітану, низькими величинами Дом , Донч і досить високими концентраціями легких изопреноидов (КІзопром). Зазначені особливості складу цих нафт свідчать про їх генетичний зв'язок з гумусово-континентальним РОР і високий рівень його катагенеза. На відміну від описаних, у нафтах оксфордських відкладень Фіта переважає над пристанню (П / Ф), порівняно високі значення Дом і відносно мала частка легких изопреноидов З1418. Ці закономірності характерні в основному для карбонатних освіту, формувалися в різко відновних умовах діагенеза опадів і РОР переважно сапропелевого типу.

Таблиця 2. Розподіл алканів в нафтах як показник джерел їх утворення

 родовище  номер свердловини  геологічний вік  Алкани складу З1232
       пристав Фіта Км КІзопром
 Лабинську J3o  0,7  0,45  1,0
 Кузнецовське J3o  0,6  0,50  0,8
 Кошехабльском J3o  0,4  0,50  0,8
 Кузнецовське J2b-bt  5,0  0,20  2,8
 Кошехабльском J2b-bt  2,7  0,10  3,5
 Баракаївська J2b-bt  9,0  0,10  5,6
 Безводненское K1-J2k  3,0  0,10  2,6

Прімечніе.

Таким чином, наявність двох генетичних типів нафт підвищує достовірність висновків про наявність в межах Східно-Кубанської западини двох продукують товщ в обсязі подсолевом юри - байоса-бат-келловейских і оксфордской.

олігоценовий комплекс

Іншим практично важливим геологічним об'єктом регіону є відкладення хадума і Майкопа, широко розвинені в межах Західно-Кубанської западини. За всіма бітумінологичеський показниками (Сорг = 0,8-2,5%, ХБ - 0,05-0,15%, b = = 20-38%) ці освіти є класичним прикладом нефтематерінскіх товщ, практично не реалізували свій генераційний потенціал. Це пов'язується з повсюдним відсутністю досить ємних колекторських горизонтів в обсязі цього потужного глинистого комплексу.

Склад і властивості нафти і газоконденсату

При написанні цього розділу переслідувалися мети висвітлення особливостей зміни якості нафт і конденсатів як в регіональному плані в обсязі певних продуктивних комплексів, так і по розрізу розкритих відкладень. В останньому випадку, поряд з аналізом фізико-хімічних властивостей вуглеводневих флюїдів, наводяться ще раз і коротко результати їх генетичної (геохимической) типізації, що відбиває наявність декількох нефтегазоматерінскіх товщ в розрізі ряду НГБ провінції.

Східне Передкавказзя

тріасовий комплекс

Промислова нафтоносність даного комплексу встановлена лише в межах платформної частини Східного Передкавказзя. Практично по всіх родовищах склад і властивості нафт тут одноманітно. Щільність їх коливається від 0,810 до 0,830 г / см3, Зміст асфальтенів - від 0,3 до 1,8%, смол - від 1,0 до 5,2%, твердих парафінів - від 20 до 35%. Ці нафти являють собою самостійну генетичну групу флюі-дов, відмінних від верхніх УВ систем юри, крейди і палеогену. Зокрема, нафти тріасу виділяються аномально високими концентраціями твердих парафінів, алканів у фракції початку кипіння - 136 "С (70-80%), легких изопреноидов (С] 4+ З16), А також значеннями 1,2-1,4 відносини при-стан / Фіта (П / Ф) і т. Д. За багатьма геохимическим показниками вони оцінюються як флюїди максимальної термічні перетворення.

Юрського-неоком-аптский комплекс

У межах провінції ареал нефтеносности продуктивних пластів юри досить широкий, особливо в межах Східного Передкавказзя. Тут на платформенном схилі продуктивні теригенні колектори верхів нижньої, середньої і верхньої юри. В цілому, простежується чітка закономірність переходу з північного заходу на схід і південний схід нафтових, газоконденсатних-нафтових покладів в чисто газоконденсатні скупчення. Ця загальна тенденція супроводжується, поряд зі збільшенням глибини залягання пластів, зростанням газонасищенности нафт, легких бензинових фракцій, частки метану в попутних газах, зниженням щільності нафт, змісту в них смол, асфальтенів.

Нафти в межах регіону мають питому вагу 0,820-0,850 г / см3 з вмістом твердих парафінів 17-25%, смол - 3-6%, асфальтенів 0,5-1,15 %. Кількість сірки невелика - 0,04-0,15 %. Вихід бензинової фракції нк -200 оЗ становить в середньому 24 %. По ряду геохімічних показників УВ-біомаркери нафти комплексу утворюють свій генетичний ряд, проявляючи тісний зв'язок з органічною речовиною (ОВ) аргиллитов нижньої і середньої юри. Зокрема, відносини П / Ф в них складають 1,8-2,0, П + Ф / г-С17+ + Н-С18 - 0,13-0,16, вміст алканів в бензинах коливається від 50 до 60%, відношення циклани / алкани не перевищує 0,6.

У межах платформи визначено досить широкий спектр конденсатів, розділений на три типи відповідно до їх фізико-хімічними властивостями (табл. 3). Перший метановий тип характерний для газоконденсатних-нафтових покладів групи Русскохуторской, Сухокумськ і інших площ. Тут зустрінуті переважно метанові конденсату з вуглеводневим складом, подібним такому в нафтової облямівки. Другий ароматика-метановий тип являє перехідну групу конденсатів з підвищеною часткою легких аренов і іншими особливостями, які відображені в таблиці. Нарешті, третій ароматичний тип конденсатів, виявлений в украй східних районах платформної території, представляє унікальну і високометаморфізованную групу вуглеводневих систем. Даний тип системи є основним, прогнозованим на великих глибинах залягання юрських відкладень в межах східних територій Рівнинного Дагестану.

В межах кряжа Карпінського нафтоносність відкладень юри встановлена тільки на Каспійської площі. За своїми фізико-хімічними властивостями нафти тут мало чим відрізняються від типових нафт среднеюрских відкладень Прікумск-Сухокумськ зони підняттів.

У табл. 4 і 5 зведені дані за фізико-хімічними властивостями і вуглеводневому складу нафт всіх чотирьох продуктивних комплексів платформної частини Східного Передкавказзя. Аналіз наведених показників дає підставу для наступних висновків.

У всіх розглянутих комплексах нафти мають порівняно низьким вмістом сірки.

Таблиця 3. Типи конденсатів Прікумск-Сухокумськ зони підняттів і їх фізико-хімічні властивості (усереднені показники)

Тектоніка осадового чохла 10 сторінка «-- попередня | наступна --» Тектоніка осадового чохла 12 сторінка
загрузка...
© om.net.ua