Палеогеновый комплекс

В границах рассматриваемого региона этот комплекс имеет широкое развитие и, как нефтегазопроизводящий, играл существенную роль в формировании углеводородных скоплений в подстилающих верхнемеловые карбонатах и терригенных коллекторах I пласта альбского яруса. Как было показано ранее, нефти здесь имеют своеобразный облик и образуют самостоятельную генетическую группу, отличную по многим геохимическим показателям от нефтей юрских отложений.

Гипсометрически комплекс по кровле олигоцена вскрыт на разных глубинах - от 2,0-2,6 км в северной части до 3,0-3,2 км на юге и юго-востоке. Современные пластовые температуры колеблются от 80 до 130 ^оС. В северной части платформы уровни термической зрелости ОВ пород не превышают градаций МК₂ или R⁰ = 0,5-0,8 %. С погружением комплекса степень катагенеза возрастает до значений МК₃ (R⁰ = 0,8-1,0 %). Все указанные уровни зрелости отвечают главной зоне нефтеобразования или "нефтяного окна". Таким образом, на большей части территории платформы не установлено термобарических условий, препятствующих нефтеобразованию в палеогеновом комплексе.

По диагностическим углеводородным показателям легких фракций нефтей этого комплекса, флюиды по уровням катагенеза также соответствуют зоне слабого мезокатагенеза или преимущественному размещению нефтяных залежей (см. табл. 8).

При благоприятных геологических условиях, т.е. наличия коллекторов или зон разуплотнения глин в олигоцене, а также ловушек на обширной территории платформы, прогнозируется открытие нефтяных залежей со следующими физико-химическими свойствами флюидов. Плотность нефтей -0,845-0,870 г/см³; содержание смол и асфальтенов - 8-18 % и 1,5-3,0 %, соответственно; серы - 0,2-0,4 %; твердых парафинов - 6-8 %.

Западное Предкавказье

Юрский комплекс

Нижне- и среднеюрские отложения этого комплекса широко развиты в границах Восточно-Кубанской впадины. Этот комплекс в границах ВКВ формировался в два палеогеотермических этапа. Первый из них способствовал процессам нефтеобразования в нижнеюрских отложениях, позднее размытых в период предсреднеюрской трансгрессии. Палеотемпературы в сохранившихся ныне от эрозии породах нижней юры превышают 210 ^оС, что является весьма высокими для сохранения нефтяных залежей. Второй средне-верхнеюрский этап завершился инверсией тектонического режима, что способствовало денудации значительного объема юрских образований и разрушению в них залежей нефти. С наступлением альбской трансгрессии моря, погружением юрских отложений и достижением в них температур выше 180 °С создались благоприятные условия для генерации преимущественно газоконденсатных систем. Последняя фаза генерации углеводородных систем оказалась достаточно эффективной, что сказалось на формировании большого числа газоконденсатных залежей как в юрских, так и особенно в нижнемеловых коллекторах.

По данным отражательной способности витринита, стадии катагенеза ОВ пород очень высокие, превышающие 1,5 % и соответствующие палеотемпературам более 240 °С. Поэтому в границах впадины по ее бортам и в центре, включая Спокойненский выступ, в отложениях указанного комплекса прогнозируется размещение газовых и реже газоконденсатных залежей. Конденсаты относительно тяжелые (более 0,820 г/см³), ароматического основания, а конденсатный фактор может не превышать 100 см³/м³. Более вероятно размещение чисто газовых скоплений в центральной части впадины.

В районе Адыгейского выступа (севернее Тульской площади) предполагается область развития газоконденсатов ароматического основания. В южной части Адыгейского выступа в рассматриваемых отложениях прогнозируется зона размещения нефтяных залежей с флюидами смешанного ароматико-нафтеново-метанового типа.

Верхнеюрские отложения, развитые главным образом в границах Восточно-Кубанской впадины, содержат две нефтегазопроизводящие толщи - глинистую келловейскую и карбонатную оксфордскую. Степень катагенеза ОВ этих пород достаточно высокая.

В центральной части впадины R⁰ достигает 1,30-1,35 %, что соответствует палеотемпературам 200 °С и более. Наличие двух продуцировавших толщ с разными типами исходного ОВ и свойствами флюидов предопределило и неоднозначный раздельный прогноз нефтегазоносности. В объеме указанной толщи в границах впадины определено пространственное положение двух разных генетических зон размещения углеводородных залежей.

Наибольшая по площади зона, контуры которой совпадают с границами впадины, связывается с областью развития скоплений ароматических газоконденсатов и газов в коллекторах келловея и неокома. Газоконденсатные системы предполагаются по всей площади впадины, а газовые - преимущественно в центральной ее части.

Вторая, меньшая по площади, зона занимает центральную часть впадины и часть Спокойненского выступа. Это может быть областью распространения легких метановых и сильно газонасыщенных нефтей в карбонатных коллекторах оксфордского возраста. В районе Адыгейского выступа предполагается размещение преимущественно нефтяных скоплений с легкими флюидами газоконденсатного генезиса.

По углеводородным показателям (метод ИГиРГИ) конденсаты всех юрских продуктивных пластов по уровню термической зрелости отвечают геохимической зоне сильного мезокатагенеза (см. табл. 8). Вместе с тем, степень катагенеза нефтей оксфордских известняков соответствует нижним интервалам зоны умеренного мезокатагенеза. Здесь следует отметить удовлетворительную сопоставимость геохимических и палеогеотермических данных, предопределяющих размещение углеводородных скоплений разных типов и свойств флюидов.