Юрский комплекс

Темноцветные аргиллиты отложений лейаса (J₁) и аалена (J₂) обладают сравнительно высоким содержанием С_орг (0,6-1,7 %) и ХБ (до 0,05 %). Благоприятная битуминологическая характеристика указанных образований позволяет их отнести к категории нефтематеринских. Этими же качествами обладают байос-батские аргиллиты, в которых С_орг составляет 1,5-2,8 %, а ХБ - 0,05-0,09 %, достигая в отдельных случаях 0,12 %. Тип исходного ОВ определен как преимущественно гумусовый, с примесями сапропелевых разностей.

В общем плане установлено закономерное увеличение всех битуминозных параметров аргиллитов юры с юга и севера региона к его центральным и юго-восточным частям. Эта направленность совпадает с общим увеличением мощности юрских отложений в восточной и юго-восточной частях платформы. Здесь зафиксированы максимальные значения коэффициента Ь, особенно в глинисто-алевролитовых разностях (от 15 до 40 %).

Таким образом, основная генерация УВ нефтяного ряда в аргиллитах юрских отложений осуществлялась, по всей вероятности, на востоке и юго-востоке платформенной территории, где установлены повышенные мощности отложений. Из указанных очагов генерации происходила, очевидно, миграция углеводородных систем в наиболее приподнятые зоны (Озек-Суат-Бажиганская, Величаевско-Сухокумская и т.д.).

Неоком-апт-альбский комплекс

Представлен преимущественно песчаниками и алевролитами. Содержание аргиллитовых прослоев в объеме комплекса не превышает 20 %. Количество С_орг в аргиллитах колеблется в пределах 0,4-0,6 %, не достигая суб-кларковых значений для терригенных образований. Количество ХБ составляет 0,005-0,015 %, что характеризует низкую битуминозность этих пород. Практически во всех исследованных образцах коэффициент b не превышает 10 %.

Верхнемеловой комплекс

Карбонатные отложения верхнего мела, содержащие в небольших концентрациях РОВ (С_орг = 0,1-0,3 %; ХБ = 0,002-0,004 %), к материнским толщам не отнесены. Выявленные в них малочисленные залежи нефти имеют вторичную природу, связанную преимущественно с палеогеновым источником нефтеобразования.

Таким образом, в рассматриваемых толщах мезозоя только юрские отложения (особенно байос-батские) оцениваются как нефтегазоматеринские. Битуминозность этих пород увеличивается в юго-восточном направлении, т.е. в сторону акватории Каспийского моря.

Палеогеновый комплекс

Отложения олигоцена широко представлены как в восточной, так и в центральной частях Предкавказья. Выражены они слабокарбонатными листоватыми глинами с подчиненными прослоями мергелей. Породы отлагались в восстановительных и резко восстановительных обстановках. Органическое вещество представлено в основном тонкодисперсными образованиями сапропелевой природы. Меньшую долю составляют включения гумусово-лигнитового материала.

Содержание С_орг в образцах пород баталпашинской и хадумской свит составляет 0,5-3,7 %. Среднее содержание С_орг в хадуме достигает 1,4 %, а в баталпашинской свите - 1,25 %. Содержание С_орг снижается по мере увеличения карбонатности отложений. Количество ХБ в РОВ пород хадума очень высокое (0,4-0,8 %), в баталпашинской свите содержание ХБ несколько меньшее и составляет 0,2-0,4 %.

Степень битуминозности РОВ весьма значительная и составляет в среднем 28-33 %. Тип битумоида в этих отложениях параавтохтонный. По совокупности показателей отложения олигоцена следует отнести к материнским породам с высоким нефтяным потенциалом.

Неблагоприятное соотношение нефтематеринских пород и коллекторов обусловило слабую реализацию нефтематеринского потенциала из-за затруднений эмиграции УВ.

Содержание С_орг в породах эоцена также высокое (1,4-3,2 %) при повышенных концентрациях ХБ (0,1-0,7 %). Степень битуминозности РОВ составляет 22-32 %. Как и в олигоценовое время, осадки бурой и зеленой свит оталагались в резко восстановительных обстановках за счет обильного поступления в бассейн органики преимущественно сапропелевого типа. Образования эоцена также отнесены к разряду материнских свит с высоким нефтегенерационным потенциалом.

Дифференциация нефтей на генетические (или геохимические) типы является одним из способов определения источников нефтеобразования или материнских толщ.

Путем комплексной оценки распределения углеводородов-биомаркеров (УВ-биомаркеров) в мезозойско-кайнозойском разрезе платформенного чехла выделены три генетических типа нефтей - триасовый, апт-неоком-юрский и палеоген-верхнемеловой. Углеводородные показатели, отражающие их генетические различия, представлены в табл. 1 и на рис. 63.

Согласно хроматограммам, представленным на рис. 63, эти типы заметно различаются по распределению н-алканов и изопреноидов. В нефтях триасового типа обращает на себя внимание бимодальное распределение н-алканов и низкие значения соотношений пристан/фитан и пристан/н-С₁₇. В то же время, нефти палеогенового типа отличаются более высокими величинами указанных соотношений. Более того, в нефтях этого типа повышены содержания изопреноидов.

Не менее четко определяются различия между типами нефтей при анализе распределения в них УВ-биомаркеров (тритерпанов, стеранов и алкил-бензолов).

В частности, они хорошо дифференцируются по параметрам, характеризующим уровни термической зрелости - T_s/T_m, диа-/регулярные стераны. Как можно заметить, в сверхзрелых нефтях триасового типа практически отсутствуют стераны и тритерпаны (см. табл. 1).

Различия между типами выявляются и по генетическим показателям -тритерпаны С₂₉/С₃₀ и распределение стеранов С₂₇, С₂₈, С₂₉. Например, преобладание в нефтях юрского типа стеранов С₂₉ свидетельствует о существенной доле растительного, гумусового материала в ОВ юрских нефтематеринских толщ.

В целом, наличие трех генетических типов нефтей доказывает существование в разрезах трех нефтематеринских толщ.

Рис. 63. Хроматограммы типов нефтей Восточного Предкавказья (по данным Е.Г. Буровой)

а - площадь Прасковейская, скв. 63, К₂, интервал - 2706-2723 м (палеоген-верхнемеловой тип нефтей);

б - площадь Закумская, скв. 30, К₁, IX пласт, интервал 3278-3281 м (апт-неоком-юрский тип нефтей);

в - площадь Кумухская, скв. 6, Т, интервал 4800-4822 м (триасовый тип нефтей)

Западное Предкавказье

Юрский комплекс

В этом регионе геохимически лучшим образом изучены юрские подсолевые отложения Восточно-Кубанской впадины. Здесь их мощность достигает 4-5 км.

В подсолевых отложениях РОВ юрского терригенного комплекса претерпело высокие стадии катагенеза (МК₄ -МК₅) и в настоящее время приобрело только газогенерационные свойства. Высокий уровень термической зрелости РОВ отразился и на сравнительно скромных битуминологических показателях пород.

Относительно обогащенными РОВ представляются аргиллиты байос-бата и келловея. В первых С_орг составляет 0,3-1,8 %, а в келловее - 0,4-3,5 %. Во всех образцах ХБ не превышает 0,05 %. Значения коэффициента b практически находятся на уровне 10-13 %. Аргиллиты насыщены углистыми включениями и остатками растительного детрита, свидетельствующими о преимущественно гумусовом типе исходного РОВ. Характерной особенностью состава битумоидов является примерно одинаковое содержание масел и смол при повышенных концентрациях асфальтенов (25-28 %) и преобладании в масляной фракции ароматических и нафтеново-ароматических соединений [Архипов и др., 1979].

В карбонатах и песчаниках Оксфорда верхней юры содержание С_орг составляет 0,4-0,6 %, а ХБ - 0,02-0,04 %. В породах РОВ представлено в виде дисперсных включений сапропелевой природы. Кимеридж-титонские известняки и аргиллиты характеризуются самыми низкими битуминологическими показателями (С_орг - 0,02-0,04 %; ХБ - 0,008-0,010 %).

С учетом высоких уровней зрелости РОВ пород наиболее благоприятными для нефтегазообразования по геохимическим показателям представляются аргиллиты байос-бата-келловея и карбонаты Оксфорда.

В целях уточнения числа нефтегазопродуцировавших толщ в разрезе мезозоя проведено сопоставление нефтей по распределению в них алканов состава С₁₂-С₃₂. Результаты корреляции представлены в табл. 2. Как можно видеть, нефти среднеюрских пластов отличаются сравнительно высокими значениями отношения пристана к фитану, низкими величинами К_м , К_нч и довольно высокими концентрациями легких изопреноидов (К_изопр ). Указанные особенности состава этих нефтей свидетельствуют о их генетической связи с гумусово-континентальным РОВ и высоком уровне его катагенеза. В отличие от описанных, в нефтях оксфордских отложений фитан преобладает над пристаном (П/Ф), сравнительно высоки значения К_м и относительно мала доля легких изопреноидов С₁₄-С₁₈. Эти закономерности характерны в основном для карбонатных образовании, формировавшихся в резко восстановительных условиях диагенеза осадков и РОВ преимущественно сапропелевого типа.

Таблица 2. Распределение алканов в нефтях как показатель источников их образования

Месторождение	Номер скважины	Геологический возраст	Алканы состава С12-С32
			пристан фитан	Км	Кизопр
Лабинское	4	J3o	0,7	0,45	1,0
Кузнецовское	14	J3o	0,6	0,50	0,8
Кошехабльское	15	J3o	0,4	0,50	0,8
Кузнецовское	11	J2b-bt	5,0	0,20	2,8
Кошехабльское	11	J2b-bt	2,7	0,10	3,5
Баракаевское	17	J2b-bt	9,0	0,10	5,6
Безводненское	885	K1-J2k	3,0	0,10	2,6

Примечние.

Таким образом, наличие двух генетических типов нефтей повышает достоверность выводов о наличии в границах Восточно-Кубанской впадины двух продуцирующих толщ в объеме подсолевой юры - байос-бат-келловейской и оксфордской.

Олигоценовый комплекс

Другим практически важным геологическим объектом региона являются отложения хадума и Майкопа, широко развитые в пределах Западно-Кубанской впадины. По всем битуминологическим показателям (С_орг = 0,8-2,5 %, ХБ - 0,05-0,15 %, b = = 20-38 %) эти образования являются классическим примером нефтематеринских толщ, практически не реализовавших свой генерационный потенциал. Это связывается с повсеместным отсутствием достаточно емких коллекторских горизонтов в объеме этого мощного глинистого комплекса.

Состав и свойства нефтей и газоконденсатов

При написании настоящего раздела преследовались цели освещения особенностей изменения качества нефтей и конденсатов как в региональном плане в объеме определенных продуктивных комплексов, так и по разрезу вскрытых отложений. В последнем случае, наряду с анализом физико-химических свойств углеводородных флюидов, приводятся еще раз и кратко результаты их генетической (геохимической) типизации, отражающей наличие нескольких нефтегазоматеринских толщ в разрезе ряда НГБ провинции.

Восточное Предкавказье

Триасовый комплекс

Промышленная нефтеносность данного комплекса установлена лишь в границах платформенной части Восточного Предкавказья. Практически по всем месторождениям состав и свойства нефтей здесь единообразны. Плотность их колеблется от 0,810 до 0,830 г/см³, содержание асфальтенов - от 0,3 до 1,8 %, смол - от 1,0 до 5,2 %, твердых парафинов - от 20 до 35 %. Эти нефти представляют собой самостоятельную генетическую группу флюи-дов,отличных от вышележащих УВ систем юры, мела и палеогена. В частности, нефти триаса выделяются аномально высокими концентрациями твердых парафинов, алканов во фракции начала кипения - 136 "С (70-80 %), легких изопреноидов (С_]4+С₁₆), а также значениями 1,2-1,4 отношения при-стан/фитан (П/Ф) и т.д. По многим геохимическим показателям они оцениваются как флюиды максимальной термической превращенности.