Палеогеновый комплекс
В отличие от юрской материнской толщи, эоценовые и, особенно, олиго-ценовые отложения обладают практически повсеместной благоприятной нефтегенерационной характеристикой. Формирование этих отложений происходило в благоприятных восстановительных условиях трансгрессивного режима накопления тонкопелитовых осадков с обильным фитопланктоном. Уровни термической зрелости РОВ в разных частях региона составляют МК2-МК3, т.е. соответствуют главной зоне нефтеобразования. Как уже отмечалось, РОВ толщи отличается высокой паравтохтонностью (усредненная величина (3 составляет 33 %).
Из-за отсутствия достаточно обширной площади очагов генерации УВ толща обладает ограниченным числом так называемых зон нефтегазонакоп-лений. Последние генетически не связываются со структурно-тектоническими условиями, а целиком зависят от участков разуплотнений глинистой толщи. К ним приурочены малочисленные нефтяные залежи, сингенетичные материнским толщам (Журавская, Прасковейская, Озек-Суатская и т.д.). Геохимическое сопоставление битумоидов и нефтей на этих площадях выявило практически полную их идентичность по многим показателям их состава и свойств. Ряд битуминологических показателей свидетельствует о возможном нисходящем гидродинамическом напоре в толще олигоцена. С этим могут быть связаны процессы формирования отдельных залежей в карбонатах верхнего мела и I пласте альба. Ранее было показано, что нефти этих отложений находятся в едином генетическом ряду.
Западное Предкавказье
Юрско-нижнемеловой комплекс
В границах данного региона области генерации по мезозойским отложениям оконтуриваются более увереннее и связываются с развитием байос-батских аргиллитов и оксфордских карбонатов в пределах Восточно-Кубанской впадины. Последняя являлась источником поступления углеводородных систем в апт-альбские отложения, распространенные практически по всей территории Скифской эпигерцинской платформы.
Как было показано в предыдущих разделах, юрские отложения достаточно обогащены ОВ, содержание которых достигает 1,8-3,0 %. Однако более доказательными наличия очагов генерации во впадине являются результатом геохимических реконструкций процессов миграции газоконденсатных систем.
По физико-химическим свойствам конденсаты мезозоя подразделяются на три основных типа (см. табл. 6). Их пространственное распределение корре-лируется с гипсометрическими и термобарическими условиями залегания в недрах. По мере погружения залежей в составе газоконденсатов увеличивается содержание ароматических УВ и уменьшается доля метановых. В распределении нафтеновых УВ каких-либо направленных закономерностей не установлено. В сторону осевой зоны впадины воозрастают значения конденсатного фактора и плотности флюидов. В этом же направлении увеличивается в газах содержание гомологов метана и значения коэффициента жирности. На рис. 65 и 66 представлены некоторые из указанных закономерностей. Как можно видеть, с юго-востока на северо-запад уменьшаются
Рис. 65. Схематическая карта изменения величин отношения арены (С6-С7)/алканы (С6-С7) во фракции нк-130 °С газоконденсатов залежей Западного Предкавказья
1 - изогипсы по кровле нижнемеловых отложений, м; 2 - границы областей равных значений отношения арены/алканы состава С6-С7; 3 - залежи газоконденсатов
значения отношения арены/алканы и коэффициента жирности газов. Данная геохимическая дифференциация состава системы трассирует направление и условия их региональной латеральной миграции.
Главным фактором региональной дифференциации состава газоконденсатных систем (ГКС) были изменения температур и особенно пластовых давлений в процессе массопереноса УВ.
Миграция, качественное и количественное перераспределение УВ происходило в соответствии с принципом дифференциального улавливания, который представляется универсальным как для газонефтяных, так и для газоконденсатных систем. Данный принцип вполне удовлетворительно объясняет существование высокоароматических конденсатов, не имеющих прямых аналогов в нефтях. Предполагается, что при аккумуляции ГКС в ловушках действуют два физико-химических механизма - преимущественно конденсация из газовой фазы ароматических УВ (при Рпл< Рточки росы ), а также эффект остаточного накопления аренов и других легкоконденсируемых из газовой фазы УВ при непрерывно-прерывистом прохождении ГКС через ловушки. Естественно, ловушки, расположенные вблизи очагов генерации, будут обогащаться аренами, гомологами метана. В них также будут повышены величины конденсатного фактора. Структуры, находящиеся на дальних путях миграции, будут содержать более парафиновые конденсаты, а газы обогащаться будут метаном.
Рис. 66. Схематическая карта изменения величин коэффициента жирности газов газоконденсатных залежей Западного Предкавказья
1 - изогипсы по кровле нижнемеловых отложений, м; 2 - границы областей равных значений коэффициента жирности газов - (С2Н6+высш./СН4)- 100; 3 -залежи газоконденсатов
В границах Восточно-Кубанской впадины уровни катагенеза РОВ среднеюрских образований достаточно высоки и соответствуют генерации газоконденсатных систем, если учитывать преимущественно растительно-гумусовую природу исходного органического вещества пород. Более детально эти вопросы будут освещены в следующем разделе.
Прогноз фазовых состояний углеводородов
в залежах
Раздельный прогноз нефтегазоносности недр обычно осуществляется с привлечением данных, характеризующих уровни катагенеза (или палеогео-термии) ОВ пород, а также степени термической зрелости углеводородных флюидов с учетом современных термобарических условий размещения углеводородных залежей. При этом большое значение придается знаниям фаци-ально-генетических типов исходного органического вещества пород, предопределяющих преимущественную нефте- или газоносность прогнозируемыхобъектов. Одним из ведущих способов оценки термогенетических преобразований ОВ является метод витринитовой палеогеотермии, основанный на определении отражательной способности витринита (R0, %). Основоположнику данного метода, И.И. Аммосову удалось статистически связать характер нефте- и газоносности недр со значениями R° в недрах (табл. 7).
Другой способ прогноза основывается на оценках уровней термической зрелости углеводородных флюидов, непосредственным образом предопределяющих формирование залежей разных типов. Чаще всего зрелость углеводородных систем определяется по углеводородным показателям, составляющим основу многих способов прогноза. К числу таковых относится метод, разрабатываемый в ИГиРГИ и основанный на следующих научных положениях.
Углеводородные системы разных типов и составов образуются в соответствии с зональностью нефтегазообразования, определяемой типом исходного ОВ и уровнями его термической зрелости. Как известно, зона нефтяного окна, определяемая R° = 0,5-1,3 %, при повышении давлений и температур в материнских толщах переходит в зону генерации газоконденсатов и жирных газов. Эта "сверхзрелая" зона характеризуется R0 - более 1,3 %.
Эволюционность нефтегазообразования способствует формированию газоконденсатных систем двух типов - вторичного и первичного.
Вторичные ГКС характеризуются прежде всего наличием под газовыми шапками оторочек нефти. Залежи данного типа образуются в нежестких термобарических условиях. Чаще всего они располагаются в зоне "нефтяного окна". В бензиновых фракциях этих конденсатов преобладают алканы (до 60-70 %), а по составу легких УВ эти конденсаты подобны нефтям оторочки. Содержание конденсатов в этих системах велико, составляя 120-900 см3/м3 и более. Данный тип ГКС, являясь дериватом газонефтяных систем, образуется вследствие ретроградного испарения легких УВ нефтяных оторочек в газовую шапку.
Первичные ГКС отличаются отсутствием в залежах нефтяной оторочки. Они пространственно размещаются на больших глубинах в условиях высоких температур и давлений. В этих ГКС низки значения конденсатного фактора (менее 100 см3/м3), а в конденсатах преобладают ароматические УВ (от 20 до 45 %), шестичленные нафтены и т.д. Формирование этих сверхзрелых систем происходит непосредственно в материнских толщах в обстановке преимущественной газогенерации при дефиците новообразующихся жидких УВ.
Таблица 7. Палеотемпературные зоны осадочных пород и их нефтегазоносность (по И.И. Аммосову)
-
Зоны катагенеза
(по Н.Б. Вассоевичу)
R0, %
Палеотемпературы
(Т, °С) по И.И. Амосову
Характер нефтегазоносности недр
ПК1
Менее 0,3
Менее 40
Биогенный метановый газ, отсутствие нефти
ПК2-ПК3
0,3-0,5
40-90
Небольшие запасы газоконденсатов и нефтей
МК1-МК2
0,55-0,80
100-150
Основные запасы и крупные залежи нефти
Низы МК2-верхи МК3
0,81-1,00
150-175
Газоконденсатно-нефтяные залежи с равными запасами жидких и газообразных УВ
МК3-верхи МК)
1,01-1,3
175-200
Преимущественно газоконденсаты, крайне ограниченные запасы нефти
МК4-МК5
1,31-2,0
Более 200
Газовые и газоконденсатные залежи
АК
Более 2,0
Не установлено
Чисто газовые залежи с высокотемпературным метаном
Установлено, что особенности индивидуального углеводородного состава фракции нк-130 оС нефтей и конденсатов отражают как термобарическую эволюционность процессов нефте- и газообразования, так и типы формирующихся залежей, и уровни зрелости их углеводородных флюидов. Например, в сврехзрелых первичных ГКС по сравнению со вторичными системами и нефтями существенно преобладают легкие арены (бензол, толуол, ксилолы), несколько возрастает доля цикланов, внутри которых начинают превалировать циклогексаны над циклопентанами. В алканах первичных конденсатов заметно возрастают концентрации разветвленных структур, а среди последних - УВ с алкильным радикалом во втором положении.
На примере более 100 залежей Предкавказья разных типов с использованием информативных углеводородных соотношений построены статические графики и составлена таблица значений указанных углеводородных показателей (табл. 8). Как можно видеть, первичные ГКС характеризуются, в большинстве случаев, максимальными значениями соотношений. Нефти и вторичные ГКС зоны "нефтяного окна" имеют обратные тенденции изменения величин указанных в таблице параметров.
Особого внимания заслуживает зона систем переходного состояния. Это могут быть сильно газонасыщенные нефти и вторичные газоконденсаты. Генезис данных систем связывается с промежуточной геохимической зоной, находящейся ниже зоны "нефтяного окна" и выше зоны формирования сверхзрелых первичных ГКС (см. табл. 8). Наличие данной переходной зоны и отражающие ее особенности в составе углеводородных систем являются необходимой основой регионального прогноза типов углеводородных залежей.
Восточное Предкавказье
Триасовый комлекс
Из-за редких витринитовых включений в преимущественно карбонатных разрезах зрелость ОВ пород определена небольшим числом наблюдений. Увеличение значений R0 от 1,17 до 1,42-1,70 % происходит от Величаевско-Максимокумского вала в сторону Восточно-Манычского прогиба. Высокое значение R0 отмечено на юго-западе, где оно в границах Степновско-Махача-ульского горста достигает 1,61 %. Это уже область генерации газовых конденсатов. В районе Западно-Дагестанского поднятия и Таловской ступени величины R0 снижаются до 1,12-1,25 %, что соответствует нижней части нефтяного окна (рис. 67).
По данным о составе легкокипящих фракций (нк-130 °С) нефтей комплекса уровень их зрелости соответствует зонам перехода от умеренной к сильной стадии мезокатагенеза, т.е. перехода от нефтяных к газоконденсатным системам (см. табл. 8). Эта геохимическая оценка хорошо согласуется с данными по отражающей способности витринита (ОСВ).
На основе изложенного в объеме триасового комплекса выделены две области, отвечающие залежам двух типов.
Первая, наиболее обширная область характеризуется преимущественным развитием нефтяных залежей. Сюда входят территории, совпадающие с границами простирания Величаевско-Максимокумского вала, Таловской и Ногайской ступеней, юго-восточной части Арзгирского прогиба и юго-западного борта Восточно-Манычского прогиба (рис. 68). В этой области могут быть вскрыты залежи нефтей средней плотности (0,820-0,850 г/см3), высокопарафинистые (20-40 %), малосмолистые (менее 8 %) с высоким содержанием в широкой фракции алканов (60-75 %). Газонасыщенность нефтей сравнительно низкая (60-150 м3/г).
В границах второй области прогнозируется размещение газоконденсатнонефтяных, особенно газоконденсатных залежей. Территориально они занимают Восточно-Манычский прогиб, где в разрезе комплекса увеличивается глинистая составляющая, улучшаются природные экраны, обеспечивающие благоприятные условия сохранности залежей. Прогнозируемая территория охватывает центральную и северо-восточную части Восточно-Манычского, Чернорынковского прогибов, восточные погружения Дадынс-кого горста и Чограйского грабена. Преимущественное развитие газовых конденсатов или залежей летучих нефтей предполагается в самых погруженных частях Восточно-Манычского прогиба и его продолжения в акватории Каспия, где мощность комплекса достигает 2,0 км (см. рис. 68). Конденсаты и нефти этих залежей предполагаются сравнительно легкими (0,780-0,820 г/м3) с преобладанием парафиновых УВ. Газонасыщенность нефтей оторочек может превышать 500 м3/т, а конденсатный фактор может составлять более 600 см3/м3.
Рис. 67. Схематическая карта изменения показателей R0 витринита по средне-нижнеюрским и триасовым отложениям (по определениям Н.П. Гречишникова)
1,2- показатель R0 (в %): 1 - в отложениях триаса, 2 - в отложениях средней и нижней юры; 3 - месторождения: а - нефтяные, б - нефтегазоконденсатные, в -газоконденсатные, г - нефтегазовые; 4 - месторождения по другим продуктивным комплексам
