Юрско-неоком-аптский комплекс

В границах провинции ареал нефтеносности продуктивных пластов юры достаточно широк, особенно в пределах Восточного Предкавказья. Здесь на платформенном склоне продуктивны терригенные коллекторы верхов нижней, средней и верхней юры. В целом, прослежена четкая закономерность перехода с северо-запада на восток и юго-восток нефтяных, газоконденсатно-нефтяных залежей в чисто газоконденсатные скопления. Эта общая тенденция сопровождается, наряду с увеличением глубины залегания пластов, возрастанием газонасыщенности нефтей, легких бензиновых фракций, доли метана в попутных газах, снижением плотности нефтей, содержания в них смол, асфальтенов.

Нефти в границах региона имеют удельный вес 0,820-0,850 г/см³ с содержанием твердых парафинов 17-25 %, смол - 3-6 %, асфальтенов 0,5-1,15 %. Количество серы невелико - 0,04-0,15 %. Выход бензиновой фракции нк -200 ^оС составляет в среднем 24 %. По ряду геохимических показателей УВ-биомаркеры нефти комплекса образуют свой генетический ряд, проявляя тесную связь с органическим веществом (ОВ) аргиллитов нижней и средней юры. В частности, отношения П/Ф в них составляют 1,8-2,0, П+Ф/н-С₁₇+ +н-С₁₈ - 0,13-0,16, содержание алканов в бензинах колеблется от 50 до 60 %, отношение цикланы/алканы не превышает 0,6.

В пределах платформы определен достаточно широкий спектр конденсатов, разделенный на три типа в соответствии с их физико-химическими свойствами (табл. 3). Первый метановый тип характерен для газоконденсатно-нефтяных залежей группы Русскохуторской, Сухокумской и других площадей. Здесь встречены преимущественно метановые конденсаты с углеводородным составом, подобным таковому в нефтяных оторочках. Второй ароматико-метановый тип представляет переходную группу конденсатов с повышенной долей легких аренов и другими особенностями, отраженными в таблице. Наконец, третий ароматический тип конденсатов, выявленный в крайне восточных районах платформенной территории, представляет уникальную и высокометаморфизованную группу углеводородных систем. Данный тип системы является основным, прогнозируемым на больших глубинах залегания юрских отложений в пределах восточных территорий Равнинного Дагестана.

В границах кряжа Карпинского нефтеносность отложений юры установлена только на Каспийской площади. По своим физико-химическим свойствам нефти здесь мало чем отличаются от типичных нефтей среднеюрских отложений Прикумско-Сухокумской зоны поднятий.

В табл. 4 и 5 сведены данные по физико-химическим свойствам и углеводородному составу нефтей всех четырех продуктивных комплексов платформенной части Восточного Предкавказья. Анализ приведенных показателей дает основание для следующих выводов.

Во всех рассматриваемых комплексах нефти обладают сравнительно низким содержанием серы.

Таблица 3. Типы конденсатов Прикумско-Сухокумской зоны поднятий и их физико-химические свойства (усредненные показатели)

Тип конден-сата	Интервал глубин, м	Рпл, ат Тпл, °С	Плотность, г/см3 .	Конден-сатный фактор, см3/м3	Выход фракции нк-130°С, %	Структурно-групповой состав бензинов фракции нк-130 °С, %
						алканы	цикланы	арены	цикланы алканы
I	3150-3330	330-360 120-130	0,760-0,800	700-900	45	64,4	34,6	1,2	0,50
II	3450-3650	370-380 130-140	0,802-0,837	70-100	38	30,8	47,7	21,4	1,06
III	3670-3750	390-400 150-160	0,850-0,865	20-40	22	25,2	40,0	35,0	0,90

Таблица 4. Физико-химические свойства нефтей основных продуктивных комплексов

Таблица 5. Углеводородный состав бензиновой фракции (нк-130 °С) нефтей основных продуктивных комплексов

В последних двух комплексах (III и IV) существенно возрастает количество твердых парафинов с температурами застывания 18-29 °С при относительно низких содержаниях смол и асфальтенов.

В нефтях всех комплексов среди микроэлементов доминирует ванадий. Нефти приобретают различие лишь по распределению других микроэлементов.

Согласно данным табл. 5, установлены следующие закономерности в изменении углеводородного состава бензинов нефтей от I к IV комплексам.

Сверху вниз в бензинах увеличивается содержание алканов, а в них - н-алканов (за исключением нефтей IV комплекса).

В указанном направлении уменьшается концентрация цикланов, а на этом фоне сокращается количество циклопентановых УВ.

Не установлено четких тенденций изменений содержаний в нефтях по разрезу комплексов циклогексанов и аренов.

Октановые числа бензиновой фракции составляют 45-50.

В объеме пластов III комплекса (юра - нижний мел) в границах Прикум-ско-Сухокумской зоны поднятий и смежных геоструктурных элементов прослеживается четкая закономерность пространственных изменений состава и свойств нефтей. С северо-запада на восток и юго-восток происходит направленное облегчение нефтей, увеличение выхода бензиново-лигроиновых фракций, снижение содержания смолисто-асфальтеновых компонентов и серы. В бензиновых фракциях возрастает доля алканов, а в них - н-алканов. При этом несколько уменьшается доля цикланов (см. табл. 5).

В пластах этого же комплекса в восточном направлении нефтяные скопления сменяются газоконденсатно-нефтяными, а затем - газоконденсатными. Глубины размещения, пластовые давления, температуры и составы флюидов газоконденсатных залежей разных типов существенно различны (см. табл. 3).

Особое место по своей геохимической значимости занимают нефти, полученные из отложений альба и верхнего мела на площадях Мектебская, Курган-Амурская, Краевая, Союзная, Советская, Курская и т.д. По своим физико-химическим свойствам и углеводородным показателям они отличаются от нефтей юры и неоком-апта. Удельный вес их колеблется от 0,860 до 0,877 г/см³, содержание смол и асфальтенов составляет, соответственно, 7-18 и 3,6 %, твердых парафинов - 4-8 %, серы - 0,2 %. Выход бензиновой фракции нк-200 °С сравнительно невысокий 12-17 %. Нефти метано-на-фтенового основания, степень их термической зрелости невысокая, о чем свидетельствуют соотношения П+Ф/н-С₁₇+н-С₁₈ (0,60) и н-С₁₄+ н-С₁₆/П+Ф (0,70). В более катягенно измененных нефтях нижележащих комплексов эти показатели равны, соответственно, 0,16 и 1,3. Источники образования указанных нефтей еще до конца не установлены. Имеются предположения о палеогеновом происхождении УВ систем.