Палеогеновый комплекс

Продуктивность верхов эоцена и низов олигоцена установлена на Правокумской, Прасковейской, Северо-Нагутской, Ачикулакской, Журавской и других площадях Восточного Предкавказья. Нефти здесь имеют своеобразный облик и формируют отличную генетическую группу, имеющую по многим геохимическим показателям ряд общих черт с углеводородными флюидами верхнемеловых карбонатов и альбских песчаников. Плотность нефтей палеогена составляет 0,845-0,870 г/см³, содержание смол и асфальтенов - 8-18 и 1,5-3,0 %, серы - 0,2-0,4 %, твердых парафинов - 6-8 %. Нефти метано-нафтенового основания, степень их термической превращенности сравнительно низкая.

Западное Предкавказье

Юрский комплекс

В данном регионе нефтеносность юрских отложений определяется границами Восточно-Кубанской впадины и восточным склоном Адыгейского выступа. Здесь выявлены два генетических типа флюидов - верхнеюрский (оксфордский) и среднеюрский (байос-батский). Первый из них установлен на площадях Кузнецовская, Кошехабльская и Лабинская. Это сравнительно легкие метановые нефти (0,810-0,840 г/см³) с содержанием смол и асфальтенов, соответственно, 5-15 и 0,8-2,6 % и низкими коцентрациями твердых парафинов (до 3,8 %). В бензинах установлены высокие концентрации алканов, достигающие 84 %. Второй тип флюидов представлен конденсатами и кон-денсатоподобными нефтями (площади Кузнецовская, Кошехабльская и Бара-каевская). Конденсаты метаново-нафтенового основания разной плотности (0,810-0,850 г/см³) с невысоким содержанием смол (до 4,0 %). В бензинах количество алканов и цикланов примерно равное (36-46 и 42-50 %) при сравнительно повышенной доле ароматических УВ (5-12 %). Специфика состава исходной биомассы ОВ карбонатов верхней юры и аргиллитов средней юры предопределила и разные типы углевородных флюидов, что и учитывалось при прогнозных оценках зон нефте- и газонакопления в пределах данной территории.

Неоком-апт-альбский комплекс

В пределах Западного Предкавказья с нижнемеловыми неоком-апт-альбе-кими отложениями связывается региональное размещение газоконденсатных скоплений. Выявлена региональная закономерность в изменении состава конденсатов и газов по мере погружения продуктивных горизонтов с северо-запада (Ейско-Березанская зона поднятий) на юго-восток и юг (Восточно-Кубанская впадина, Адыгейский выступ). Указанные особенности отражены в табл. 6.

Комплексные геохимические исследования выявили генетические связи этих газоконденсатных (ГК) систем с ОВ юрских (байос-батских и келло-вейских) аргиллитов, развитых в границах Восточно-Кубанской впадины и прилегающих территорий. В этих отложениях зафиксированы высокие па-леотемпературы (180-200 °С), что и предопределило после нижнемеловой трансгрессии моря преимущественную генерацию ГК систем и их миграцию на северо-запад, т.е. в сторону приподнятой зоны развития Ейско-Березанских поднятий. Об этом более подробно будет изложено в следующем разделе.

Палеогеновый комплекс

В зонах развития структур южного борта Западно-Кубанской впадины на площадях Калужская, Новодмитровская, Левкинская, Северская и других установлена продуктивность песчаников кумской свиты эоцена. В диапазоне глубин 2100-5300 м и температур 90-175 ^оС нефти здесь характеризуются сравнительным постоянством состава и свойств. Плотность колеблется в диапазоне 0,840-0,850 г/см³, содержание смол и асфальтенов - 18-28 %, серы -0,2 %, твердых парафинов - 2-6 %. Выход бензиновых фракций нк-130 ^оС -15—20 %. Содержание алканов и цикланов в бензинах примерно равно 50 и 46 %. По особенностям распределения УВ-биомаркеров нефти эоцена образуют самостоятельную генетическую группу, отличную от углевлдородных систем мезозоя Западного Предкавказья.

Области генерации углеводородных систем

и условия их миграции

Локализация областей (или очагов) генерации нефти и газа обычно осуществляется с целью определения источников миграции УВ, закономерностей формирования и пространственного размещения залежей. Указанные очаги нефтегазообразования в объеме материнских толщ выделяются на основе следующих обобщений:

- региональные тенденции концентрационного распределения РОВ пород;

- реконструкция условий и направлений миграции углеводородных систем по закономерностям количественных и качественных изменений их состава и свойств;

- определение уровней термической зрелости РОВ пород, нефтей и конденсатов.

Восточное Предкавказье

Триасовый комплекс

Области генерации углеводородных систем по этому комплексу практически совпадают с границами развития Восточно-Манычского прогиба. В сторону осевой зоны этой структуры содержание С_орг в аргиллитах увеличивается от 0,1-0,2 до 0,9-1,0 %. В этом же направлении в нефтяных залежах возрастают значения газового фактора от 50-100 до 150-350 м³/т. При этом коэффициент газонасыщенности (Р_нас /Р_пл ) увеличивается от 0,1-0,3 до 0,5-0,6.

В границах прогиба существенно возрастают величины отражательной способности витринита (R⁰) - 1,5-1,7 %. По углеводородным показателям отмечен ощутимый рост уровня катагенеза нефтей в залежах, расположенных в пределах Восточно-Манычского прогиба.

Таким образом, предполагаются процессы массопереноса УВ за пределы прогиба на юг, в сторону Величаевско-Максимокумского вала, Западно-Дагестанского поднятия, Таловской ступени. Равновероятно поступление УВ в северном направлении, т.е. в пределы локальных структур Северо-Манычс-кой тектонической ступени и Дадынского горста. Вместе с тем, не исключается формирование нефтяных залежей в карбонатах триаса в границах указанных геоструктурных элементов за счет местных источников поступления УВ из аргиллитов нефтекумской, демьяновской и кизлярской свит.

Выявленная тенденция улучшения литолого-фациальной выраженности материнских толщ комплекса в восточном направлении существенно повышает перспективы нефтегазоносности продолжения прогиба в акваторию Каспийского моря.