загрузка...
загрузка...
На головну

Юрського-неоком-аптский комплекс

Дивіться також:
  1. E. Комплекс Гольджі
  2. I комплекс
  3. I частина: Комплекс № 8 - з обручем
  4. I частина: Комплекс № 9 - без предметів
  5. II. Сульфирование комплексними сполуками триоксида сірки
  6. III.5. нафтогазоносні комплекси
  7. MZ-й комплекс
  8. Автоматизований діагностичний комплекс для вимірювання геометричних параметрів колісних пар вантажних вагонів
  9. Автоматичне додавання компонентів в комплексний навик
  10. Аграрне право як комплексна галузь.
  11. Агропромислова інтеграція і агропромисловий комплекс
  12. Аквакомплекси

Процеси нефтегазообразования тут зв'язуються в основному з аргілітами нижньої і середньої юри. Передбачувана область генерації займає південно-східну частину платформи, т. Е. Північне крило і екваторіальна продовження Терско-Каспійського прогину. У цій частині платформенного схилу помітно підвищується вміст РОР в породах від 0,5-1,5 до 1,5-3,0%. Відповідно збільшується і частка ХБ практично до 0,10%.

З півночі і північного заходу на південний схід, в сторону можливої області генерації, зростають значення відбивної здатності вітриніту (R °) від 0,6-0,8 до 1,3 %. Інший спосіб локалізації областей генерації нефти-дов зв'язується з геохімічного реконструкцією процесів латеральної і вертикальної міграції вуглеводневих систем в обсягах пористих і проникних пластів-колекторів. Такого роду реконструкції умов і напрямків масопереносу УВ ґрунтується на вивченні закономірностей складу, властивостей і співвідношень газоподібних і рідких вуглеводневих фаз по розрізу і простиранию великих антиклінальних зон. Всі зазначені показники добре вивчені на прикладі родовищ Прікумск-Сухо-кумской зони підняттів.

За основними продуктивним пластів нижнього крейди (VIII-IX) і середньої юри (II-VI) поклади виявлені в інтервалі глибин 2900-3800 м. З зануренням пластів з північного заходу на південний схід відбувається збільшення пластових тисків і сучасних температур. Для відкладень неокома температури зростають від 130 до 145 ° С, а для юрських - від 135 до 155 ° С. Пластові тиску збільшуються від 320 до 350 (неоком) і від 350 до 400 кг / см2 (Середня юра). У міру регіонального занурення мезозойських відкладень нафтові поклади змінюються газоконденсату-нафтовими і газоконденсатними.

З зануренням пластів в зазначеному напрямку, очевидно, в сторону областей генерації, в склад і властивості вуглеводневих систем відбуваються такі зміни.

1. Як, в основному, в юрських, так і в неокомских пластах збільшується газонасиченість нафт, а в попутних газах знижується частка гомологів метану, що виражається в зменшенні коефіцієнта жирності від 80-90 до 30 і менше (рис. 64). Аналогічна закономірність відзначена і в покладах неокомских горизонтів.

2. У складі нафт, поряд зі зменшенням їх щільності, смолистости, збільшується вміст парафінових і легких ароматичних УВ. В сторону занурення змінюються і властивості газоконденсату - вони збагачуються циклогексаном, бензолом, толуолом, ксилолом і т. Д.

Всі ці закономірності пов'язані з впливом термобаричних факторів на зміну складу і властивостей флюїдів в процесі їх масопереносу в пластах. Як було показано, формування вуглеводневих скупчень в межах Прікумск-Сухокумськ зони відбувалося відповідно до принципів диференціального уловлювання УВ. Головне полягає в тому, що спрямованість зміни складу і властивостей систем бере свій початок саме в східній, південно-восточнчой частини платформенного схилу Терско-Кумского прогину.

Геохімічні дослідження показали також, що поклади в VIII і IV пластах нижньої крейди знаходяться у вторинному заляганні за рахунок вертикальної міграції УВ через гідродинамічні вікна в екранах і слабопроницаемих покришки, що розділяють юрські і крейдяні пласти. Проте, нафти в крейдяних пастках зберегли в плані ті ж самі закономірності фізико-хімічних властивостей нафт, конденсатів і газів, які були встановлені в юрських пластах.

палеогеновий комплекс

На відміну від юрської материнської товщі, еоценові і, особливо, оліго- цінові відкладення мають практично повсюдної сприятливою нефтегенераціонной характеристикою. Формування цих відкладень відбувалося в сприятливих відновлювальних умовах трансгресивного режиму накопичення тонкопелітових опадів з рясним фітопланктоном. Рівні термічної зрілості РОР в різних частинах регіону становлять МК2-МК3, Т. Е. Відповідають головній зоні нефтеобразования. Як уже зазначалося, РОР товщі відрізняється високою паравтохтонностью (усереднена величина (3 становить 33%).

Через відсутність досить великій площі вогнищ генерації УВ товща має обмеженим числом так званих зон нефтегазонакоп-лений. Останні генетично пов'язуються з структурно-тектонічними умовами, а цілком залежать від ділянок розущільнення глинистої товщі. До них приурочені нечисленні нафтові поклади, сінгенетічние материнським товщ (Журавська, Прасковейское, Озек-Суатская і т. Д.). Геохімічне зіставлення битумоидов і нафт на цих площах виявило практично повну їх ідентичність за багатьма показниками їх складу і властивостей. Ряд бітумінологичеський показників свідчить про можливе низхідному гидродинамическом напорі в товщі олігоцену. З цим можуть бути пов'язані процеси формування окремих покладів в карбонатах верхньої крейди і I шарі альба. Раніше було показано, що нафти цих відкладень знаходяться в єдиному генетичному ряду.

західне Передкавказзя

Юрського-нижнемеловой комплекс

В межах даного регіону області генерації по мезозойських відкладів оконтуриваются більш впевненіше і покладаються на розвиток байоса-батского аргиллитов і оксфордських карбонатів в межах Східно-Кубанської западини. Остання була джерелом надходження вуглеводневих систем в АПТ-альбского відкладення, поширені практично по всій території Скіфської епігерцинськой платформи.

Як було показано в попередніх розділах, юрські відкладення досить збагачені ОВ, зміст яких досягає 1,8-3,0%. Однак більш доказательниміналічія вогнищ генерації в западині є результатом геохімічних реконструкцій процесів міграції газоконденсатних систем.

За фізико-хімічними властивостями конденсату мезозою поділяються на три основні типи (див. Табл. 6). Їх просторове розподіл корре-ліруется з гіпсометричним і термобарическими умовами залягання в надрах. У міру занурення покладів в складі газоконденсату збільшується вміст ароматичних УВ і зменшується частка метанових. У розподілі нафтенових УВ будь-яких спрямованих закономірностей не встановлено. В сторону осьової зони западини воозрастают значення конденсатного фактора і щільності флюїдів. У цьому ж напрямку збільшується в газах вміст гомологів метану і значення коефіцієнта жирності. На рис. 65 і 66 представлені деякі із зазначених закономірностей. Як можна бачити, з південного сходу на північний захід зменшуються

Мал.65. Схематична карта зміни величин відносини арени (С67) / Алкани (С67) У фракції нк-130 ° С газоконденсату покладів Західного Передкавказзя

1 - ізогіпс по покрівлі нижньокрейдових відкладів, м; 2 - Межі областей рівних значень відносини арени / алкани складу З67; 3 - поклади газоконденсату

значення відносини арени / алкани і коефіцієнта жирності газів. Дана геохимическая диференціація складу системи трассирует напрямок і умови їх регіональної латеральної міграції.

Головним фактором регіональної диференціації складу газоконденсатних систем (ГКС) були зміни температур і особливо пластових тисків в процесі масопереносу УВ.

Міграція, якісне і кількісне перерозподіл УВ відбувалося відповідно до принципу диференційного уловлювання, який видається універсальним як для газонафтових, так і для газоконденсатних систем. Даний принцип цілком задовільно пояснює існування високоароматичних конденсатів, які не мають прямих аналогів в нафтах. Передбачається, що при акумуляції ГКС в пастках діють два фізико-хімічних механізму - переважно конденсація з газової фази ароматичних УВ (при Рплточки роси), А також ефект залишкового накопичення аренов і інших легкоконденсіруемих з газової фази УВ при безперервно-переривчастому проходженні ГКС через пастки. Природно, пастки, розташовані поблизу вогнищ генерації, будуть збагачуватися аренами, гомологами метану. У них також будуть підвищені величини конденсатного фактора. Структури, що знаходяться на далеких шляхах міграції, будуть містити більш парафінові конденсату, а гази збагачуватися будуть метаном.

Мал.66. Схематична карта зміни величин коефіцієнта жирності газів газоконденсатних покладів Західного Передкавказзя

1 - ізогіпс по покрівлі нижньокрейдових відкладів, м; 2 - Межі областей рівних значень коефіцієнта жирності газів - (З2Н6+ Вищ. / СН4) - 100; 3 -поклади газоконденсату

В межах Східно-Кубанської западини рівні катагенеза РОР среднеюрских утворень досить високі і відповідають генерації газоконденсатних систем, якщо враховувати переважно рослинно-гумусову природу вихідного органічного речовини порід. Більш детально ці питання будуть висвітлені в наступному розділі.

Прогноз фазових станів вуглеводнів

в покладах

Роздільний прогноз нафтогазоносності надр зазвичай здійснюється із залученням даних, що характеризують рівні катагенеза (або палеогея-Терме) ОВ порід, а також ступеня термічної зрілості вуглеводневих флюїдів з урахуванням сучасних термобарических умов розміщення вуглеводневих покладів. При цьому велике значення надається знань фаці-ально-генетичних типів вихідного органічного речовини порід, які зумовлюють переважну нафто- або газоносність прогнозіруемихоб'ектов. Одним з провідних способів оцінки термогенетіческіх перетворень ОВ є метод вітрінітовой палеогеотерміі, заснований на визначенні відбивної здатності вітриніту (R0,%). Основоположнику даного методу, І. І. Аммосова вдалося статистично пов'язати характер нафто- і газоносності надр зі значеннями R ° в надрах (табл. 7).

Інший спосіб прогнозу ґрунтується на оцінках рівнів термічної зрілості вуглеводневих флюїдів, безпосереднім чином зумовлюють формування покладів різних типів. Найчастіше зрілість вуглеводневих систем визначається з вуглеводневих показниками, що становлять основу багатьох способів прогнозу. До числа таких належить метод, що розробляється в ІГіРГІ і заснований на наступних наукових положеннях.

Вуглеводневі системи різних типів і складів утворюються відповідно до зональностью нефтегазообразования, яка визначається типом вихідного ОВ і рівнями його термічної зрілості. Як відомо, зона нафтового вікна, що визначається R ° = 0,5-1,3%, при підвищенні тиску і температур в материнських товщах переходить в зону генерації газоконденсату і жирних газів. Ця "сверхзрелая" зона характеризується R0 - Більше 1,3%.

Еволюційність нефтегазообразования сприяє формуванню газоконденсатних систем двох типів - вторинного і первинного.

Вторинні ГКС характеризуються перш за все наявністю під газовими шапками оторочек нафти. Поклади даного типу утворюються в нежорстких термобарических умовах. Найчастіше вони розташовуються в зоні "нафтового вікна". У бензинових фракціях цих конденсатів переважають алкани (до 60-70%), а за складом легких УВ ці конденсати подібні нефтям облямівки. Зміст конденсатів в цих системах велике, складаючи 120-900 см3/ м3 и більше. Даний тип ГКС, будучи похідним газонафтових систем, утворюється внаслідок ретроградного випаровування легких УВ нафтових оторочек в газову шапку.

Первинні ГКС відрізняються відсутністю в покладах нафтової облямівки. Вони просторово розміщуються на великих глибинах в умовах високих температур і тисків. У цих ГКС низькі значення конденсатного фактора (менше 100 см3/ м3), А в конденсатах переважають ароматичні УВ (від 20 до 45%), шестичленні нафтени і т. Д. На формування цих сверхзрелих систем відбувається безпосередньо в материнських товщах в обстановці переважної газогенерации при дефіциті новообразующимися рідких УВ.

Таблиця 7. Палеотемпературние зони осадових порід і їх нафтогазоносність (по І. І. Аммосова)

 Зони катагенеза (по Н. Б. Вассоевіч) R0,%  Палеотемператур (Т, ° С) по І. І. Амосову  Характер нафтогазоносності надр
 ПК1  менш 0,3  менше 40  Біогенний метановий газ, відсутність нафти
 ПК2-ПК3  0,3-0,5  40-90  Невеликі запаси газоконденсату і нафт
 МК1-МК2  0,55-0,80  100-150  Основні запаси і великі поклади нафти
 низи МК2-верхі МК3  0,81-1,00  150-175  Газоконденсатного-нафтові поклади з рівними запасами рідких і газоподібних УВ
 МК3-верхі МК)  1,01-1,3  175-200  Переважно газоконденсату, вкрай обмежені запаси нафти
 МК4-МК5  1,31-2,0  більше 200  Газові і газоконденсатні поклади
 АК  більше 2,0  Не встановлено  Чисто газові поклади з високотемпературним метаном

Встановлено, що особливості індивідуального вуглеводневого складу фракції нк-130 оЗ нафт і конденсатів відображають як Термобарический еволюційність процесів нафто- і газоутворення, так і типи формуються покладів, і рівні зрілості їх вуглеводневих флюїдів. Наприклад, в сврехзрелих первинних ГКС у порівнянні з вторинними системами і нефтями істотно переважають легкі арени (бензол, толуол, ксилоли), дещо зростає частка цикланів, всередині яких починають превалювати циклогексану над циклопентаном. У алканах первинних конденсатів помітно зростають концентрації розгалужених структур, а серед останніх - УВ з алкільним радикалом у другій позиції.

На прикладі понад 100 покладів Передкавказзя різних типів з використанням інформативних вуглеводневих співвідношень побудовані статичні графіки і складена таблиця значень зазначених вуглеводневих показників (табл. 8). Як можна бачити, первинні ГКС характеризуються, в більшості випадків, максимальними значеннями співвідношень. Нафти і вторинні ГКС зони "нафтового вікна" мають зворотні тенденції зміни величин зазначених в таблиці параметрів.

На особливу увагу заслуговує зона систем перехідного стану. Це можуть бути сильно газонасичені нафти і вторинні газоконденсату. Генезис даних систем зв'язується з проміжною геохимической зоною, що знаходиться нижче зони "нафтового вікна" і вище зони формування сверхзрелих первинних ГКС (див. Табл. 8). Наявність даної перехідної зони і відображають її особливості в складі вуглеводневих систем є необхідною основою регіонального прогнозу типів вуглеводневих покладів.

Східне Передкавказзя

тріасовий комлекс

Через рідкісних вітрінітових включень в переважно карбонатних розрізах зрілість ОВ порід визначена невеликим числом спостережень. Збільшення значень R0 від 1,17 до 1,42-1,70% походить від Велічаевско-Максімокумского вала в сторону Східно-Маничською прогину. Високе значення R0 відзначено на південному заході, де воно в межах Степновского-Махача-Ульск горсту досягає 1,61%. Це вже область генерації газових конденсатів. В районі Західно-Дагестанського підняття і Таловський ступені величини R0 знижуються до 1,12-1,25%, що відповідає нижній частині нафтового вікна (рис. 67).

За даними про склад легкокипящих фракцій (нк-130 ° С) нафт комплексу рівень їх зрілості відповідає зонам переходу від помірної до сильної стадії мезокатагенеза, т. Е. Переходу від нафтових до газоконденсатних систем (див. Табл. 8). Ця геохимическая оцінка добре узгоджується з даними по відбивної здатності вітриніту (ОСВ).

На основі викладеного в обсязі тріасового комплексу виділено дві області, що відповідають покладів двох типів.

Перша, найбільш велика область характеризується переважним розвитком нафтових покладів. Сюди входять території, що збігаються з межами простягання Велічаевско-Максімокумского вала, Таловський і Ногайської ступенів, південно-східній частині Арзгірском прогину і південно-західного борту Східно-Маничською прогину (рис. 68). У цій області можуть бути розкриті поклади нафт середньої щільності (0,820-0,850 г / см3), Високопарафіністие (20-40%), малосмолисті (менше 8 %) з високим вмістом в широкій фракції алканів (60-75 %). Газонасиченість нафт порівняно низька (60-150 м3/ Г).

У межах другої області прогнозується розміщення газоконденсатнонефтяних, особливо газоконденсатних покладів. Територіально вони займають Східно-Маничський прогин, де в розрізі комплексу збільшується глиниста складова, поліпшуються природні екрани, що забезпечують сприятливі умови збереження покладів. Прогнозована територія охоплює центральну і північно-східну частини Східно-Маничською, Черноринковского прогинів, східні занурення Дадинс-кого горсту і Чограйское грабена. Переважне розвиток газових конденсатів або покладів летючих нафт передбачається в самих завантажених частинах Східно-Маничською прогину і його продовження в акваторії Каспію, де потужність комплексу досягає 2,0 км (див. Рис. 68). Конденсату і нафти цих покладів передбачаються порівняно легкими (0,780-0,820 г / м3) З переважанням парафінових УВ. Газонасиченість нафт оторочек може перевищувати 500 м3/ Т, а конденсаційний фактор може становити більше 600 см3/ м3.

Мал. 67. Схематична карта зміни показників R0 витринита по середньо-нижнеюрских і тріасовим відкладенням (за визначеннями Н. П. Гречишникова)

1,2- показник R0 (В%): 1 - У відкладеннях тріасу, 2 - у відкладеннях середньої та нижньої юри; 3 - родовища: а - нафтові, б - нафтогазоконденсатні, в -газоконденсатние, г - нафтогазові; 4 - родовища по іншим продуктивним комплексам


Юрського-неоком-аптский комплекс

За цим відкладенням є значно більша кількість точок вимірів в основному за породами юри. Як видно з рис. 67, визначається загальна тенденція збільшення R ° від 0,65 до 1,3% з півночі на південь, південний захід. Більшість виявлених родовищ знаходяться в полі значень R ° від 0,8 до 1,0 %. В межах Прікумск зони підняттів (від Максімокумской до Кумухской площ) зона значень 0,8-1,0 % в юрському комплексі занурюється з 3,0-3,5 км до 4,0-4,5 км. Даним значенням R ° відповідають палеотемператур 150-175 ° С (див. Табл. 7).

Вищерозміщені неоком-аптского відкладення є значно меншими палеотем-пература (125-150 ° С), що відповідає значенням R0 = 0,65-0,80%.

За методикою прогнозу ІГіРГІ (див. Табл. 8) більшість нафт покладів Прікумск-Сухокумськ підняття потрапили в зону "нафтового вікна" (Закумське, Перехресне, Зимова Ставка, Велічаевская, Урожайна, плавно-ська і т. Д.). У проміжній зоні опинилися вуглеводневі флюїди помірної зрілості нафтових і газоконденсатнонефтяних скупчень: Леваневського, Соляного, Дахадаєвського, Капіевского, Тюбінской, Стальського-го і інших родовищ. У зону сверхзрелих систем увійшли тільки газо-конденсатні поклади (Сухокумськ, Солончакова, Степова, Рівнинна і ін.

У розрізах пластів Юрського-неоком-аптского товщі розміщення вуглеводневих покладів за прогнозованими типам істотно відрізняється від такого в тріасових утвореннях. У юре значення R0 зростають з півночі на південь, т. е. в бік осьової зони Терско-каспійської западини, де юрські і нижньокрейдових відкладення представлені максимальними потужностями.

Переважно газоконденсатні поклади прогнозуються в межах розвитку Таловський, Ногайської ступенів і Черноринковского прогину (рис. 69). Тут в південному напрямку збільшуються значення R0 від 0,8 до 1,3% і більше. У південно-східному напрямку в пластах юри і нижньої крейди відбувається зростання газонасищенности нафт до 300 м3/ Т і більше з переходом на первинні газоконденсатні системи, в яких газовий фактор досягає величин 10 000 м3/ Т. Область передбачуваного розвитку сверхзрелих газоконденсатних покладів прогнозується далі на схід, т. Е. В бік акваторії Каспійського моря. На північ від описаної області, включаючи акваторію Каспійського шельфу, передбачається розміщення газоконденсатнонефтяних (ГКН) і нафтових (Н) покладів. На цій території знижуються значення R ° (0,80-0,65% і менше). Як можна бачити, ГКН тип покладів займає порівняно вузький пояс розвитку, що співпадає територіально з південною частиною Східно-Маничською грабена (по тріасу). Вся територія північніше цього пояса, включаючи шельф Каспію, оцінюється по даного комплексу як можливо нафтоносна. Тут мається на увазі східне продовження кряжа Карпінського і Промислово-Цубукского грабена в сторону моря.


Склад конденсатів південній прогнозованої області - нафтенових-арома-тичний, а конденсаційний фактор - не більше 150 см3/ м3. Нафти порівняно легкі (до 0,850 г / см3), Парафінисті (до 15-18 % твердого парафіну). Збільшення газонасищенности нафт і поліпшення в цілому їх властивостей буде відбуватися в східному напрямку, т. Е. В бік Каспійського шельфу.

палеогеновий комплекс

В межах даного регіону цей комплекс має широкий розвиток і, як нефтегазопроізводящій, грав істотну роль у формуванні вуглеводневих скупчень в подстилающих верхньокрейдяні карбонатах і теригенних колекторах I пласта альбского ярусу. Як було показано раніше, нафти тут мають своєрідний вигляд і утворюють самостійну генетичну групу, відмінну по багатьом геохимическим показниками від нафт юрських відкладень.

Гіпсометричні комплекс по покрівлі олигоцена розкритий на різних глибинах - від 2,0-2,6 км в північній частині до 3,0-3,2 км на півдні і південному сході. Сучасні пластові температури коливаються від 80 до 130 оС. У північній частині платформи рівні термічної зрілості ОВ порід не перевищують градацій МК2 або R0 = 0,5-0,8%. З зануренням комплексу ступінь катагенеза зростає до значень МК3 (R0 = 0,8-1,0%). Всі зазначені рівні зрілості відповідають головній зоні нефтеобразования або "нафтового вікна". Таким чином, на більшій частині території платформи не встановлено термобарических умов, що перешкоджають нафтоутворення в палеогеновом комплексі.

За діагностичним вуглеводневим показниками легких фракцій нафт цього комплексу, флюїди за рівнями катагенеза також відповідають зоні слабкого мезокатагенеза або переважного розміщення нафтових покладів (див. Табл. 8).

При сприятливих геологічних умовах, т. Е. Наявності колекторів або зон розущільнення глин в олігоцені, а також пасток на великій території платформи, прогнозується відкриття нафтових покладів з наступними фізико-хімічними властивостями флюїдів. Щільність нафт -0,845-0,870 г / см3; зміст смол і асфальтенів - 8-18% і 1,5-3,0%, відповідно; сірки - 0,2-0,4%; твердих парафінів - 6-8%.

західне Передкавказзя

Юрський комплекс

Нижньо і среднеюрских відкладення цього комплексу широко розвинені в межах Східно-Кубанської западини. Цей комплекс в межах ВКВ формувався в два палеогеотерміческіх етапу. Перший з них сприяв процесам нефтеобразования в нижнеюрских відкладеннях, пізніше розмитих в період предсреднеюрской трансгресії. Палеотемператур в збережених нині від ерозії породах нижньої юри перевищують 210 оЗ, що є досить високими для збереження нафтових покладів. Другий середньо-верхнеюрський етап завершився інверсією тектонічного режиму, що сприяло денудации значного обсягу юрських утворень і руйнування в них покладів нафти. З настанням альбского трансгресії моря, зануренням юрських відкладень і досягненням в них температур вище 180 ° С створилися сприятливі умови для генерації переважно газоконденсатних систем. Остання фаза генерації вуглеводневих систем виявилася досить ефективною, що позначилося на формуванні великого числа газоконденсатних покладів як в юрських, так і особливо в нижньокрейдових колекторах.

За даними відбивної здатності вітриніту, стадії катагенеза ОВ порід дуже високі, що перевищують 1,5% і відповідні палеотемператур понад 240 ° С. Тому в межах западини по її бортах і в центрі, включаючи Спокойненскій виступ, у відкладеннях зазначеного комплексу прогнозується розміщення газових і рідше газоконденсатних покладів. Конденсати щодо важкі (понад 0,820 г / см3), Ароматичного підстави, а конденсаційний фактор може не перевищувати 100 см3/ м3. Ймовірніше розміщення чисто газових скупчень у центральній частині западини.

В районі Адигейського виступу (на північ від Тульської площі) передбачається область розвитку газоконденсату ароматичного підстави. У південній частині Адигейського виступу в розглянутих відкладеннях прогнозується зона розміщення нафтових покладів з флюїдами змішаного ароматика-нафтенових-метанового типу.

Верхнеюрские відкладення, розвинені головним чином в межах Східно-Кубанської западини, містять дві нефтегазопроізводящіе товщі - глинистий келловейских і карбонатну оксфордську. Ступінь катагенеза ОВ цих порід досить висока.

У центральній частині западини R0 досягає 1,30-1,35%, що відповідає палеотемператур 200 ° С і більше. Наявність двох продукувати товщ з різними типами вихідного ОВ і властивостями флюїдів зумовило і неоднозначний роздільний прогноз нафтогазоносності. В обсязі зазначеної товщі в межах западини визначено просторове положення двох різних генетичних зон розміщення вуглеводневих покладів.

Найбільша за площею зона, контури якої збігаються з кордонами западини, зв'язується з областю розвитку скупчень ароматичних газоконденсату і газів в колекторах келловея і неокома. Газоконденсатні системи передбачаються по всій площі западини, а газові - переважно в центральній її частині.

Друга, менша за площею, зона займає центральну частину западини і частина Спокойненского виступу. Це може бути областю поширення легких метанових і сильно газонасичених нафт в карбонатних колекторах оксфордського віку. В районі Адигейського виступу передбачається розміщення переважно нафтових скупчень з легкими флюїдами газоконденсатного генезису.

За вуглеводневим показниками (метод ІГіРГІ) конденсати всіх юрських продуктивних пластів за рівнем термічної зрілості відповідають геохимической зоні сильного мезокатагенеза (див. Табл. 8). Разом з тим, ступінь катагенеза нафт оксфордських вапняків відповідає нижнім інтервалах зони помірного мезокатагенеза. Тут слід зазначити задовільну порівнянність геохімічних і палеогеотерміческіх даних, які зумовлюють розміщення вуглеводневих скупчень різних типів і властивостей флюїдів.

палеогеновий комплекс

На відміну від юрських кайнозойські відклади за показниками ОСВ оцінюються як перспективні на пошуки нафтових скупчень. Зокрема, за даними Ю. І. Корчагиной, ОВ майкопських відкладень на північному борту Західно-Кубанської западини на глибинах 3 км перетворено до стадії МК2, Що відповідає температурам 130-150 ° С. На південному борту западини (Ключова, Левкінская площі) палеотемператур порід нижнього олігоцену -еоцена коливаються від 80 до ПО ° С, що також відповідає головній зоні нефтеобразования.

За даним комплексу всі проблеми прогнозу пов'язані з сприятливими умовами формування і збереження нафтових покладів. Зокрема, як сприятливі оцінені перспективи майкопською товщі в межах північної бортової зони Західно-Кубанської западини. Висока бітумінозних глин, низькі стадії катагенеза ОВ є оптимальними показниками промислової нафтоносності при сприятливих умовах наявності колекторів і пасток.

Сприятливі перспективи нафтоносності зв'язуються також з колекторами еоцену південного борта Західно-Кубанського прогину.

Тут, незважаючи на великі глибини (понад 5 км) і значні сучасні пластові температури (175 оЗ і більше), при оптимальних геологічних умовах можна очікувати відкриття нафтових покладів з сильно газонасичених флюїдами метано-нафтенового підстави і щільністю не більше 0,840 г / см3. Такий прогноз пояснюється приуроченість цієї зони до депресії альпійського тектогенеза і значною розтягнутістю шкали катагенеза порід і нафтідов.


Огляд уявлень про умови

формування покладів нафти і газу

В кінці XIX і на початку XX століть про умови формування покладів нафти і газу висловлювалися такі відомі вчені як Д. І. Менделєєв, Г. В. Абіх, М.І.Андрусов, Г. П. Михайлівський, И.М.Губкін, К. П. Каліцький, А. Д. Архангельський та ін.

На думку А. Д. Архангельського, "Частина гіпотез, висунутих геологами, має чисто випадковий характер. Сюди належать, по-перше, гіпотези про космічне походження нафти, про підняття з глибоких частин земної кори і її зв'язку з магмою, про освіту нафти в бруду солончаків, про нафтоутворення в морських черепашник і т. д. Деякі з цих думок не можуть бути доведені і являють собою тільки нічим не обгрунтовані міркування. Деякі ж базуються на недостатньо продуманих, випадкових і іноді невірних спостереженнях і т. д. " [Архангельський, 1954].

Солідарізуясь з цією думкою, підкреслимо, що в той час найпопулярнішими і обгрунтованими фактичними матеріалами були уявлення М.І.Андрусова {1908], Г. П. Михайлівського [1906} і І. М. Губкіна [1915}. Найбільш чітко ці погляди відображені в роботі Г. П. Михайлівського. На його думку, у крутого берега, на значній глибині йшло швидке осадження вапняно-глинистої мулу. Разом з частинками його потрапляли на дно залишки різних організмів тваринного і рослинного світу. Так як осадження йшло швидко, і осідали шари з тихою води, отже опади не збовтувати, і кисень морської води мав мало доступу до садівшемуся матеріалу, причому кожен шар швидко покривав попередній ... Глинисте розкладання замінювалося процесом, який можна назвати бітумінізаціей. В процесі цього вже не брали участь бактерії, а єдиним фактором були дії розчинів мінеральних солей і все зростаючий тиск. Під кінець, третім чинником стала підвищена температура, коли свита бітумінозних порід досягала значної потужності.

Поки товща нафтоносних порід Кавказу була горизонтальної, т. Е. Поки вона перебувала під рівнем моря, освіти скільки-небудь значних скупчень нафти ще не могли існувати ...

У цей період нафта, якщо вже і утворилася, то була розсіяна у вигляді окремих крапельок і дуже невеликих скупчень в товщі бітумінозних порід.

У третій період: товща під впливом горотворних процесів виступила з під рівня моря. З'явилися тріщини, скиди і зрушення встановили сполучення між материнськими для нафти породами - бітумінозних глинами, глинистими сланцями і мергелями, з одного боку, а з іншого - з приймачами нафти - пухкими породами (пісковиками, пористими вапняками і доломітами) і конгломератами.

Таким чином, основні контури сучасного уявлення про походження нафти були закладені вже на початку минулого століття (1906 г.). Надалі було вироблено наукове обгрунтування цих поглядів, була вивчена порода, органічна речовина, нафти, бітуми, гази, води і т. Д. З застосуванням новітньої апаратури і техніки.

У роботі А. Д. Архангельського вивчені родовища Грозненського району, природні геологічні розрізи по ряду річок, нафти і частково бензольні бітуми (всі по палеоген-неогенових відкладень). «Для дуже багатьох відкритих родовищ встановлено, що нафта приурочується до тих свита осадових порід, до складу яких входять багаті органічними речовинами не нафтовий типу так звані" бітумінозні "глини, інші" бітумінозні "сланці і вапняки ... Створюється враження, що нафтоносні шари з'являються серед глин тоді, коли вміст вуглецю в останніх в середньому стає близьким до 2%, т. е. коли 1 м3 глини містить в середньому близько 45 кг органічного вуглецю »[Архангельський, 1954]. В процесі утворення нафти з органічної речовини А. Д. Архангельський відводив суттєву роль бактеріям (в тому числі анаеробним) і виділяв дві фази: першу - биогенную (бактеріальну) на дні морського басейну і другу -геохіміческую, пов'язану з геодинамікою.

Передбачаючи заперечення про труднощі переходу рідкої нафти з глин в піски (пісковики), автор вважав, що первинними продуктами розпаду материнського речовини є гази, які і переходять в пористі породи. А. Д. Архангельський аж ніяк не заперечував можливість формування покладів нафти і газу за рахунок вертикальної міграції нафти (газу) з нижчих горизонтів осадових порід. "Питання про глибинний походження нафти і для них, звичайно, зовсім відкинутий бути не може, але серйозну увагу йому повинно бути приділено тільки в тих випадках, якщо б всі спроби встановити генетичний зв'язок нафти з вміщають її породами виявилися невдалими" [Архангельський, 1954, с. 321-436].

Істотне зрушення в розвитку наукових ідей про походження нафти і формування її покладів в Передкавказзя сталося як наслідок узагальнення і комплексного вивчення матеріалів по регіону, вироблене Комплексної Південної геологічною експедицією (КЮГЕ) в 1952-1955 рр. (На початку: Комплексна Північно-Кавказька нафтова експедиція) під керівництвом професора І. О. Брода.

В результаті досліджень виявлено основні закономірності розподілу розсіяного органічної речовини в розрізі мезозойських і кайнозойських відкладень, співвідношення бітумів з вміщають породами. Аналіз зв'язку кількісного вмісту і якісного складу бітумів з литологическим характером відкладень і зіставлення їх з нефтями родовищ дали можливість виділити в розрізі мезозою і третинних відкладень нефтематерінскіх і регіональні нафтогазоносні товщі.

Чокракському-Караганской нафти східній частині північного схилу Кавказу вивчалися в Грозненської області та Північно-Осетинської АРСР лабораторією ВНИГРИ під керівництвом Н. Б. Вассоевіч, в Дагестанської АРСР - лабораторією Дагфіліала АН СРСР під керівництвом В. Д. Патрушева. Були встановлені закономірності змін середньоміоценових нафт в межах східної частини північного схилу Кавказу. Крім того, детальна характеристика складу нафт дала можливість провести кореляцію нафтових пластів окремих промислово-розвідувальних площ.

При характеристиці підземних вод мезозойських і кайнозойських відкладень на території Східного Передкавказзя були виділені області, сприятливі для утворення і збереження скупчень нафти і газу стосовно основних підрозділів мезозою і кайнозою.

Комплексний підхід до вивчення і інтерпретації геологічних матеріалів, поряд з використанням всієї сучасної (на той час) лабораторної техніки, дозволило вченим експедиції прийти до важливих теоретичних і практичних висновків. У роботах експедиції вперше на науковій основі обґрунтовуються перспективи нафтогазоносності мезозою Північного Передкавказзя і дається прогнозна оцінка їх запасів. У розрізі мезозойських і палеоген-неогенових відкладень виділені глинисті нефтематерінскіх свити, висловлені уявлення про формування покладів нафти і газу в нафтогазоносних басейнах.

І. О. Брід [1947], слідом за І. М. Губкіна [1 932], розвинув ідею про роль ущільнення порід під впливом тиску (ваги) верхніх товщ як основного геологічного фактора, интенсифицирующего подальше перетворення органічної речовини шляхом бітумообразованія. Однак пізніше І. О. Брод дещо змінив свої погляди. За його останніх висловлювань, процес нефтегазообразования розглядається як тривалий і безперервний.

Вуглеводневі сполуки виникають в процесі боротьби двох протилежних тенденцій, при перемозі занурення над висхідними рухами як при малих, так і при великих коливаннях даної ділянки земної кори.

Коливальні рухи земної кори є причиною, яка зумовлює зв'язок процесів накопичення опадів (включаючи накопичення органічної речовини в осаді) з утворенням гірських порід (включаючи перетворення органічних речовин) і тектонічними формами, що виникли в процесі цих рухів (включаючи освіту покладів горючих копалин, їх метаморфизм і руйнування) . Таким чином, нефтегазообразования є нерозривною складовою частиною розвитку земної кори і відбувається в процесі руху.

При цьому спостерігається не просто механічне переміщення, а головним чином складні перетворення. Ці перетворення - руху, за своїм характером то біологічні, то геохімічні, то фізико-хімічні, - хоча і виявляються в сукупності, але на різних етапах нефтегазообразования мають неоднакове значення. Бітумінозні речовини, дифузно розсіяні в пелітових породах, - це ще не нафта. Утворилися вуглеводні, що зібралися у вільному вигляді в пастці з утворенням покладів, - це вже нафту і газ [Брод, Єременко, 1957].

Щільність глин, зростаюча у міру ущільнення, разом зі зміною (метаморфізмом) органічної речовини дозволила висловити Н. Б. Вассоеві-чу [1955] та В. А. Успенського та ін. [1958] думка про можливість дослідження цієї ознаки для визначення ступеня метаморфізму розсіяного органічної речовини.

На думку цих авторів, окремі товщі порід різного віку і в різних частинах Східного Передкавказзя характеризуються наявністю і відмінністю ступеня перетвореного розсіяного органічної речовини. Кожна з пари виділених ступенів перетворення сапропелевого органічної речовини відповідає і певною мірою зміни глинистих мінералів. Початковому ступені відповідає переважання незмінених глинистих мінералів, тоді як кінцевої - зникнення продуктів, здатних до подальшого перетворення ... Тим самим отримують обгрунтування висновки про те, що глинисті мінерали виконують не каталітичну роль у перетворенні органічної речовини, а змінюються, і їх зміни генетично пов'язані з процесом бітумообразованія.

Зміни глинистих мінералів в процесі катагенеза фіксуються в цілому ряді робіт. Наприклад, Б. П. Назаревич і ін. [1985] відзначають швидку зміну монтморілоніта в мезокатагенезе (Р ° = 0,5-0,55) і загасання цього процесу при досягненні стадії МК4. А І. А. Брилинг [1984] звертає увагу на переорієнтування частинок (листочків) глин в процесі перетворення, що приводить до появи ефекту замикання-відмикання пір, що надає фільтрації в глинах "випадковий, нестійкий характер".

Аналогічні уявлення про зв'язок нефтеобразования з глинистими товщами складаються по Центральному та Західному Передкавказзя [Тьомін, 1960; Єгоян і ін., 1962]. Найбільш стисло і чітко такі уявлення викладені в роботі В. Е. Орла [1963]: "Відкладення Кумского і майкопського віку характеризуються повсюдної бітумінозних і наявністю сінгенетічного піриту (нагадаємо читачеві, що в той час сірководневе зараження басейну і, як наслідок, пірітізація нефтематерінскіх світ вважалося обов'язковою ознакою таких свит, незважаючи на вже з'явилася статтю Н. І. Страхова про загальне омані з цього питання, що вказує на існування відновної обстановки під час накопичення опадів. Ці ознаки можуть розглядатися як доказ процесів бітумообразованія і сінгенетічності укладених в них покладів нафти і газу . Поклади утворилися завдяки внутрірезервуарной міграції вуглеводнів з великих глубокопогруженние областей, де теригенно-глинисті опади майкопською серії і кумской свити отримують максимальний розвиток. Можна вважати, що в процесі седиментації майкопських і кумской опадів йшло накопичення розсіяних органічних речовин з подальшим виділенням з них бітумів, в тому числі і найбільш рухомий їх частини, представленої вуглеводнями.

При зануренні під вагою верхніх опадів відбувалося ущільнення, найбільше опиняється в глинистих і глинисто-алевролітових породах. У процесі ущільнення вуглеводні, розчинені у воді, що заповнюють субкапіллярние пори, переміщалися разом з нею в піщані пласти і виявлялися розчиненими в насичує їх воді. Потрапляючи в умови знижених тисків в пастках, які є елементами природних резервуарів, з води відбувалося виділення розчинених УВ, які і заповнювали поступово пастки "[Орел, 1963, с. 186]. У 1955 р були опубліковані [Вассоевич, 1955], діагностичні ознаки нефтематерінскіх формацій: субаквальні породи, що утворилися при різної солоності водойм і містять органічний вуглець в кількості вище кларкового; підвищена бітумінозних; чергування глинистих порід з піщано-алеврітовимі; відновлювальні умови в стадії діагенеза (присутність в породі карбонатів і сульфідів заліза).

Складаються уявлення про утворення нафти в материнських породах (переважно глинистих) істотно ускладнили проблему. Виникла ціла серія нових питань. Якщо нафта утворюється в нефтематерінскіх породах, то яка характеристика цих порід, де і як вони поширені в осадовому басейні? В якому фізичному стані там знаходяться вуглеводні, під дією яких сил і коли переходять в колектори (первинна міграція?). Коли і як УВ рухаються в колекторах і утворюють поклади нафти і газу? Як пов'язаний складу нафтоі і газів в покладах з умовами походження УВ і утворенням їх покладів?

Публікація серії робіт М. А. Капелюшникова, Т. П. Жузе, Л. С. Закс, Т. С. Ушакової [1 952] та інших авторів по ретроградної розчинності нафт в природних газах викликало появу поглядів на можливість первинної міграції нафти в ретроградним розчині (т. е. в газовій фазі). Такі уявлення висловлювалися І. О. Бродом, Т. П. Жузе і ін. Проте підібрати умови в природі для такого процесу виявилося досить складно. Крім високих температур і тисків, потреба у великій кількості газів, які не порівнянне з запасами природного газу. Крім того, обмеження накладалися хімічним складом нафти і газу, а також присутністю води, яка різко зрушує наступ однофазового стану в бік більш високих температур і тиску. М. С. Бурштар і І. В. Машков [1963] намагалися розвинути цю ідею далі. На їхню думку, оскільки нафта у воді практично не розчинна, то вона (нафта) спершу розчиняється в газі, а потім вже як газ за законом Генрі в воді і в такому двічі розчинній стані мігрує. Ідея малоймовірна. Фізико-хімічний ретроградний розчин при розчиненні у воді повинен вести себе відповідно до закону Рауля. Кожен зі складових його компонентів буде вести себе незалежно, відповідно до всіх фізико-хімічними властивостями і парціальним тиском. Розчинення єдиного в воді "ретроградного газонафтового розчину" не відбудеться, і перенести його куди-небудь в розчиненому стані у воді неможливо.

Серйозну роботу в цьому напрямку опублікували Л. А. Польстер, Ю. А. Вісковський, А. Н. Гусєва, Е. І. Парнов і А. Г. Пласкова. "Не дивлячись на велику кількість суперечливих уявлень про форми і можливі механізми первинної міграції, на цей момент можна вважати більш-менш встановленим, що з усіх гіпотез початкової міграції вуглеводнів право на існування зберегли тільки дві міграції УВ в воднорастворенном стані і в однофазному розчині стислих газів" [ Польстер і ін., 1967].

До цього ж періоду відноситься поява і розвиток поглядів на струминну міграцію флюїдів по В. П. Савченко, допустиму не тільки для межрезервуарной міграції, але на пізніх стадіях розвитку і для нефтематерінскіх світ.

У середині XX століття два ідейних гіганта в геології нафти і газу працювали на Північному Кавказі - професор І. О. Брід і його спадкоємець по кафедрі МГУ професор (в подальшій член-кореспондент АН СРСР) Н. Б. Вассоевич. Нафтові і газові родовища Північного Кавказу були тією "лабораторією", в якій ці вчені "проявляли", а потім перевіряли свої ідеї. Зрозуміло, вони широко використовували добре їм відомий матеріал по всьому Союзу і Зарубіжжю, але "збудливим імпульсом" служили матеріали саме по цим районам.

Н. Б. Вассоевич [1967], з посиланням на В. А. Успенського, зазначає: "... що складають нафту компоненти народжуються не всі відразу" і далі, що на його думку, краще б було говорити не про "джерело", а "про стадіях виникнення УВ, що відповідають етапам литогенеза ...". Про це І. О. Брід [Брод і ін., 1947] писав: "Але вуглеводневі сполуки, розсіяні в породі, - це ще не нафта". З моменту відкладення осаду спочатку утворюються різноманітні відомі в природі органічні сполуки. Суміші же рідких УВ (нафта), мабуть, виникають в процесі утворення їх покладів в колекторах ". Таким чином, за ідеями І. О. Брода, на різних стадіях перетворення органічної речовини, на різних стадіях літогенезу могли утворюватися різні компоненти, що входять до складу нафти. Сама ж вельми складна хімічна система, іменована нафтою, утворюється лише в колекторах в процесі освіти покладів. Тому І. О. Брод не міг прийняти термін "микронефть", бо розсіяні в породах вуглеводневі і неугловодородние органічні сполуки, на його думку , не є ні "мікро-", ні "макронефтью".

Говорячи про перетворення ОВ в нафту, то складно обминути питання про -Фактори перетворення. У своїх роботах І. О. Брід неодноразово повертався до розгляду впливу різних чинників на перетворення ОВ в нафту. У ранніх роботах, він, як і більшість інших дослідників того часу, віддавав перевагу теплу. Саме тепла, а не температурі, так як підкреслював роль часу в цьому процесі. Однак в подальшому І. О. Брод змінив свої погляди. Так, в роботі 1957 г. [Брод, Єременко, 1957] він вважає, що більшість розібраних чинників може надати той чи інший вплив на процеси утворення нафти. Основна помилка більшості схем перетворення в нафту ОВ полягає в приписуванні виняткову роль якогось одного фактору. При цьому явища відривають від природної природної обстановки, де всі ці фактори діють, взаємно переплітаючись. Перенесення лабораторних дослідів в природну обстановку без урахування її різноманіття завжди призводить до подібних помилок. Крім того, кожному фактору в таких випадках приписується активне енергетичний вплив на вихідне ОВ. У той же час, до останніх років енергетична сторона проблеми ніколи серйозно не розглядалася. Але ж видається природним, що ОВ саме по собі має досить високим запасом енергії для подальших перетворень. Безумовно, запас енергії живого організму мулу ОВ значно більше запасу енергії нафти або вугілля.

Процес перетворення речовин з втратою енергій є звичайним для земної кори.

Для ідей І. О. Брода було характерно прагнення охопити проблему в цілому, взаємопов'язувати послідовно всі процеси між собою в єдину струнку схему: від живих організмів, умов їх проживання через опади та стадії літогенезу, міграцію і формування покладів до нафтогазоносних басейнів і провінціях, до розгляду явища в цілому як явища, звичайного в процесі розвитку земної кори. Тут ми підходимо до уявлення про "циклічності нефтеобразования".

У розвитку ідей І. О. Брода проблема циклічності нефтегазообразова-ня розглядається як процес, що охоплює всі явища від накопичення органічних речовин до утворення покладів нафти і газу, їх руйнування, від процесів утворення нафти до нефтегеологіческого районування. Як відомо, в циклі нефегазообразованія виділяється чотири етапи. На перших двох етапах геологічна форма руху матерії супроводжувалася в ОВ переходом енергії від вищих форм (біологічної і хімічної) до нижчих (теплової та механічної). Тепер вихідні для освіти нафти речовини (микронефть, по Н. Б. Вассоевіч) виявилися в розсіяному стані. Їх подальша міграція з утворенням покладів є концентрацію енергії з розсіяною форми, що не може бути вироблено за рахунок власної внутрішньої енергії. Якщо енергетично два перших циклу нефтегазообразования могли здійснюватися за рахунок мобілізації внутрішньої енергії ОВ, для III етапу необхідно додаток енергії ззовні. Джерело такої енергії слід шукати в геологічних процесах - в тектонічних рухах. Тому III етап повинен зв'язуватися з істотною перебудовою нафтогазоносних басейнів, порушенням усталених в них рівноваг, виникненням сил, що зумовили зміну потенціалу енергії флюїдів, що опинилися на той час в резервуарах. Процес формування еалежей в цьому випадку може розглядатися як процес, що супроводжує вирівнюванню енергії флюїдів в пластах при загальній спрямованості процесу в бік досягнення рівня Світового океану (умовний нульовий рівень потенційної енергії флюїдів).

Однією з найбільших заслуг Н. Б. Вассоевіч стало створення вчення про "головною фазі" [Вассоевич і ін., 1969]. Ще раніше, згаданий А. Д. Архангельський [1926} відзначав схожість розсіяного ОВ з вугіллям. Виходячи з цього, Н. Б. Вассоевич для створення своєї класифікації стадийности процесів нефтегазообразования використовував шкалу "метаморфізму" вугілля Донбасу. Спочатку [Вассоевич, 1967] головна фаза генерації відповідала змінам углистого речовини в інтервалі 80-150 оС. Потім температурні інтервали були дещо змінені. Так, в 1975 р Н. Б. Вассоевич [Вассоевич, 1975] зазначає, що головна стадія або, як її частіше називають головна фаза нефтегазообразования (ГФН), настає при досягненні материнськими породами зони мезокатагенеза (температурний мінімум 60 ° С). Різко посилюється новоутворення УВ, в тому числі вперше - низькомолекулярних. Максимум зазвичай доводиться на щабель катагенеза материнських порід, яка відповідає за шкалою "метаморфізму" вугілля Донбасу вугіллю марки Г, для подстадии мезокатагенеза вказується на глибинах 2,7-8 км і температурах 210-280 ° С. Цікаво, що зона глибин і температур мезокатагенеза, відповідна "головною фазі", не збігається з зоною поширення основних запасів нафти, яка знаходиться в інтервалі від 1-2 км. Розрив становить від 0,7 до 7 км. З огляду на, що потужність деяких нафтогазоносних формацій не перевищує 300 м, прихильникам "головної фази" доведеться встати на позицію обов'язкового формування покладів за рахунок вертикальної міграції. Ми не заперечуємо можливості освіти покладів нафти за рахунок дальньої вертикальної міграції, але вважаємо, що зазвичай вертикальна міграція обмежується нафтогазоносної формацією.

Слід повністю погодитися з Н. Б. Вассоевіч [1975] в тому що для нафтовиків, складових найчисленнішу групу геологів, першорядний інтерес представляють осадові цикли (ОЦ), бо в роду всіх стадій осадового породоутворення, всіх етапів літогенезу вирішальне значення для розвитку нефтегазообразования має стадія седиментогенеза, т. е. народження (генезис) того чи іншого осаду. Він може бути (стати) нефтематерінскіх породою, хорошим чи поганим колектором, або флюідоупорамі. Діа-, ката-, мета- і гіпергенетіческіе зміни багато в чому залежать від початкового типу осаду. Таким чином, якщо стадийность перетворення органічних речовин зв'язується або може бути пов'язана з циклами литогенеза (по Н. Б. Вассоевіч), то "нефтегазонакопления" повинні зв'язуватися з геотектонічного розвитком великих ділянок кори з осадовими циклами.

У стадийности перетворення органічних речовин підкреслюється незворотність процесу перетворення для даного ОВ, що знаходиться в даній литологической товщі. В циклічності процесів нефтегазообразования підкреслюється повторюваність або можливість повторюваності процесів нефтегазообразования для даної ділянки земної кори, але для різних літологічних (осадових) товщ. Вчення про "головною фазі", "нафтове вікно" в зарубіжній літературі отримало дуже широке поширення. Оцінка перспектив нафтогазоносності басейнів, час утворення УВ і формування їх покладів визначалися з позицій цього вчення.

А. Е. Конторович справедливо вважає, що "в залежності від глибинних процесів формуються в часі і швидкість накопичення опадів і тепловий потік. Як наслідок, швидкість генерації УВ в НГБ, загальна маса генеруються в одиницю часу УВ хаотично незакономерно змінюються в часі, що навіть в двох басейнах близькими можуть виявитися і неминуче виявляться в тій чи іншій мірі різняться НГР і неідентичних набір найбільш великих скупчень УВ "[Контороовіч, 1991, с. 29-44]. До хаотичного поширенню УВ і бітумів в породі повернемося дещо пізніше.

Визнаючи катагенетіческую схему Н. Б. Вассоевіч, Н. Д. Єременко ніколи не погоджувався з виділенням "головної фази" по температурному інтервалу як універсальної, єдиної і одноактної. Ці положення суперечать уявленням про тривалості і безперервності процесів неф-теобразованія. Викликає сумніви в сам процес виділення в розрізі "головної фази". Виділення "головної фази" нефтеобразования у всіх розрізах незалежно від віку створюваних порід проводиться за підвищеним змістом хлороформенний битумоидов і УВ в ньому. Виникає питання: чому "головна фаза нефтеобразования" у всіх породах незалежно від їх віку спостерігається саме сьогодні? Для термокаталітіческіх реакцій температурний інтервал 80-170 ° С явно недостатній. Якою мірою тут допустимі заміни температури кількістю тепла? І, нарешті, якщо за рахунок каталітичних і биокаталитических процесів це допустимо, то чи не може нижню межу бути опущений значно нижче, наприклад до 40 ° С (Біокаталізу)? Біокаталітичні процеси перетворення ОВ, які ніколи ніким не заперечувалися, найбільш інтенсивно протікають в інтервалі температур 40-60 ° С, тому значення нижнього інтервалу порядку 40 ° С видається цілком логічним.

Ще в 1949 р Н. А. Єременко, СП. Максимов, Б. А. Тхостов на Північно-Східному Кавказі виділяли п'ять циклів бітумообразованія, пов'язаних з проміжками геологічного часу між орогенетіческімі фазами (не слід плутати з п'ятьма ступенями перетворення ОВ, наведеного вище). Було виділено п'ять циклів бітумообразованія: 1) до донецької складчастості, загасаючої в Аалені; 2) між донецькою та адигейської, що охоплювала період байосса і бата; 3) між адигейської в ларамійской (верхня юра і крейда); 4) між ларамійской і Шеви фазами (палеоген); 5) період, що охоплює среднепліоценовое час.

Згодом прояви орогеніческіх фаз автори пов'язували формування покладів нафти і газу. У циклі нефтегазообразования (Цно) вони виділяють чотири етапи: 1) накопичення ОВ; 2) перетворення ВВ із заснуванням УВ; 3) регіональна міграція і освіту покладів УВ; 4) переформування в руйнування покладів.

Етапи Цно безпосередньо пов'язані між собою, зазвичай послідовно перекривають один одного (кожен наступний зароджується в надрах попереднього і триває в подальшому) і успадковують особливості як в складі органічних речовин, так і УВ. Особливості розподілу регіональних Цно в часі і просторі дозволили авторам [Максимов та ін., 1976] згрупувати їх в більш великі одиниці і мегацикли. Під мегацикли розуміється сукупність Цно, що об'єднуються єдиним етапом тектогенеза, протягом якого в басейні нефтегазообразования існували близькі кліматичні умови і специфічний склад органічних речовин.

СП. Максимов з співавторами [1979] відзначають глибоку взаємозв'язок між існуванням Землі як космічного тіла і розвитком неживої і живої природи, а саме: великими тектонічними рухами, еволюцією хімічного і ізотопного складу вод океану, змінами атмосфери, клімату і органічного життя, що в кінцевому підсумку виявилося в мегаціклічес-ком характері нефтегазообразования. Початкові відмінності біомаси і фаціальних умови накопичення опадів призвели до утворення материнських порід, ОВ яких різниться за кількістю і складом. Генеруються ними УВ неоднакові за хімічним складом, структурою, а також по співвідношенню ізотопів сірки, водню в вуглецю. Для потенційної оцінки запасів нафти і газу важливо, що мегацикли нерівноцінні по запасах нафт і газу та за типами нафт.

А. Д. Архангельський [тисяча дев'ятсот п'ятьдесят чотири] вже в 1927 р обгрунтовував нефтематерінскіх властивості майкопських глин. Далі ця точка зору підтверджувалася численними дослідниками [Чепак і ін., 1983].

Морські олігоценові глини містять сапропелевих ОВ, основним джерелом якого були планктонні синьо-зелених водоростей. Глини характеризуються в середньому підвищеною концентрацією ОВ - від 1,2-2 до 2,5-3,5%, т. Е. Перевищує кларк для палеогену в 1,3-1,8 рази. Ступінь катагенеза ОВ, за даними Г. М. Парпаровой, досягає на глибині 2-2,4 км градації МК ,, а на глибині до 3,5-3,6 км - градації МК2.

Залягають в підставі потужної переважно глинистої товщі травень-копа олігоценові глинисті материнські породи ущільнювалися при зануренні і генерації летючих продуктів вельми нерівномірно. За матеріалами геофізичних досліджень (використані всі свердловини) виявлено дві системи розрізів - відкрита і закрита. Перша - відкрита-система виділена по закономірностям ущільнення глин (Куп = 1,0-1,4), зниженням пористості до величин, характерних для геостатічеських навантаження на даній глибині, відсутність або невеликим (Коп = = 1,0-1,3) надлишковим поровим тиском внаслідок досить вільного відтоку флюїдів. Друга - закрита система - характеризується аномалійно низьким ущільненням глин на даній глибині (Куп = 1,5-2,0), аномально підвищеної пористістю, розвитком високих порові тисків, які значно перевищують гідростатичний (Коп = 1,3-1,6), що є наслідком утрудненого відтоку флюїдів, в тому ° числі генерувати органічних речовин в катагенез летючих продуктів [Неручев і ін., 1992, с. 26].

В "закритою" системі при аномалійно високому тиску активна імпульсна генерація нафти на ГФН проявляється в зоні глибин 1,5-2,4 км. Максимально інтенсивність генерації газоподібних продуктів (в основному СО2) Проявилася на початку катагенеза, після чого газоутворення значно знизилося, а на основному етапі прояви ГФН майже припинилося. У вуглеводневому газі значну роль грали гомологи метану.

В "відкритої" системи при тиску, близькому до нормального, динаміка генерації продуктів термічної деструкції ОР істотно відрізняється і закінчується на менший глибині. Досить значна інтенсивність генерація газоподібних продуктів спостерігається не тільки в зоні протоката-генезу, а й в зоні прояви ГФН.

Дуже значні відмінності між "закритої" і "відкритої" системами по, відношенню генеруються рідких і газоподібних продуктів в зоні ГФН. В "закритою" системі при аномалійно високому тиску відношення нафти до газу близько 1,7, а в "відкритій" при близькому до нормальних гидростатическим тискам не перевищують 0,2, т. Е. Генеруються переважно газоподібні вуглеводні.

Деструкція ОВ з утворенням значної кількості рідких і газоподібних продуктів (до 60% ОВ) супроводжується збільшенням обсягу речовини в 150-200 разів при нормальних умовах (1 атм, 20 ° С), а в пластових в 1,5-2 рази ... У зонах вільного відтоку флюїдів процес розвивався зовсім інакше. Завдяки постійному відтоку УВ відбувалося майже нормальне ущільнення глин. Мінімумом перового тиску характеризувалася нижня частина пачки, що забезпечувало основний напрямок міграції генерувати УВ вниз по розрізу.

Більшість нефтематерінскіх товщ в період свого ущільнення і інтенсивного перетворення ОВ по гідродинамічної обстановці знаходяться в частині розрізу, яка характеризується злізіонним режимом. Наявність Еліза-ційного режиму завжди викликає дифференцированность порових тисків по вертикалі і простиранию. Таким чином, в межах обсягу материнської товщі значення порового тиску можуть істотно відрізнятися.

Нефтематерінскіх свити знаходяться в украй напруженому енергетичному стані. Така система прагне до рівноважного стану. Вирівнювання енергетичної неоднорідності відбувається за рахунок як перерозподілу енергії всередині системи (материнської товщі), так і передачі її (разом з флюїдами) в сусідні пласти з меншим рівнем потенційної енергії. Цей процес неминуче супроводжується пружними, пластичними і розривними (гідророзрив) деформаціями порід.

Процес попередньої міграції має кілька (може бути три) етапів. Перший етап пов'язується з видаленням з ОВ новоутворених сполук (в тому числі УВ) - в більшості випадків ця стадія так чи інакше обумовлена різними видами десорбції. Другий етап - переміщення утворилися сполук, що входять до складу нафти, в сусідні обсяги материнської товщі (наприклад, із закритих пір у відкриті або в сусідні мікротріщини); передбачаються різні механізми і джерела енергії. Третій етап - власне перехід з материнської товщі в колектори або інші порожнини, які є шляхами для вторинної міграції (тріщини, поверхні нашарування і незгоди, стилолітові шви і т. Д.). Говорячи про первинної міграції, найбільш часто мають на увазі саме третій етап.

Первинна акумуляція нерозривно пов'язана з первинної міграцією. Більшість схем з міграції базується на молекулярному рівні переміщення речовини; та й сам процес освіти УВ з органічних речовин відбувається на молекулярному рівні. Отже, кожна сполучена схема первинної міграції та акумуляції повинна передбачати обгрунтування переходу від молекулярного рівня до маси речовини, переміщення якого контролюється законами механіки.

Тектоніка осадового чохла 12 сторінка «-- попередня | наступна --» Нафтогазоносні комплекси, їх поширення та властивості
загрузка...
© om.net.ua