Юрско-неоком-аптский комплекс

По этим отложениям имеется значительно большее число точек замеров в основном по породам юры. Как видно из рис. 67, определяется общая тенденция увеличения R° от 0,65 до 1,3 % с севера на юг, юго-запад. Большинство выявленных месторождений находятся в поле значений R° от 0,8 до 1,0 %. В границах Прикумской зоны поднятий (от Максимокумской до Кумухской площадей) зона значений 0,8-1,0 % в юрском комплексе погружается с 3,0-3,5 км до 4,0-4,5 км. Данным значениям R° соответствуют палеотемпературы 150-175 °С (см. табл. 7).

Вышележащие неоком-аптские отложения обладают меньшими палеотем-пературами (125-150 °С), что соответствует значениям R⁰ = 0,65-0,80 %.

По методике прогноза ИГиРГИ (см. табл. 8) большинство нефтей залежей Прикумско-Сухокумского поднятия попали в зону "нефтяного окна" (Закумская, Перекрестная, Зимняя Ставка, Величаевская, Урожайная, Плавнен-ская и т.д.). В промежуточной зоне оказались углеводородные флюиды умеренной зрелости нефтяных и газоконденсатнонефтяных скоплений: Леваневского, Соляного, Дахадаевского, Капиевского, Тюбинского, Стальско-го и других месторождений. В зону сверхзрелых систем вошли только газо-конденсатные залежи (Сухокумская, Солончаковая, Степная, Равнинная и др.

В разрезах пластов юрско-неоком-аптской толщи размещение углеводородных залежей по прогнозируемым типам существенно отличается от такового в триасовых образованиях. В юре значения R⁰ возрастают с севера на юг, т.е. в сторону осевой зоны Терско-Каспийской впадины, где юрские и нижнемеловые отложения представлены максимальными мощностями.

Преимущественно газоконденсатные залежи прогнозируются в границах развития Таловской, Ногайской ступеней и Чернорынковского прогиба (рис. 69). Здесь в южном направлении увеличиваются значения R⁰ от 0,8 до 1,3 % и более. В юго-восточном направлении в пластах юры и нижнего мела происходит возрастание газонасыщенности нефтей до 300 м³/т и более с переходом на первичные газоконденсатные системы, в которых газовый фактор достигает величин 10 000 м³/т. Область предполагаемого развития сверхзрелых газоконденсатных залежей прогнозируется далее на восток, т.е. в сторону акватории Каспийского моря. Севернее описанной области, включая акваторию Каспийского шельфа, предполагается размещение газоконденсатнонефтяных (ГКН) и нефтяных (Н) залежей. На этой территории снижаются значения R° (0,80-0,65 % и менее). Как можно видеть, ГКН тип залежей занимает сравнительно узкий пояс развития, совпадающий территориально с южной частью Восточно-Манычского грабена (по триасу). Вся территория севернее этого пояса, включая шельф Каспия, оценивается по данному комплексу как возможно нефтеносная. Здесь имеется в виду восточное продолжение кряжа Карпинского и Промыслово-Цубукского грабена в сторону моря.

Состав конденсатов южной прогнозируемой области - нафтеново-арома-тический, а конденсатный фактор - не более 150 см³/м³. Нефти сравнительно легкие (до 0,850 г/см³), парафинистые (до 15-18 % твердого парафина). Увеличение газонасыщенности нефтей и улучшение в целом их свойств будет происходить в восточном направлении, т.е. в сторону Каспийского шельфа.