2013-12-31
708
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.
Процессы нефтегазообразования здесь связываются в основном с аргиллитами нижней и средней юры. Предполагаемая область генерации занимает юго-восточную часть платформы, т.е. северное крыло и экваториальное продолжение Терско-Каспийского прогиба. В этой части платформенного склона заметно повышается содержание РОВ в породах от 0,5-1,5 до 1,5-3,0 %. Соответственно увеличивается и доля ХБ практически до 0,10 %.
С севера и северо-запада на юго-восток, в сторону возможной области генерации, возрастают значения отражательной способности витринита (R°) от 0,6-0,8 до 1,3 %. Другой способ локализации областей генерации нафти-дов связывается с геохимической реконструкцией процессов латеральной и вертикальной миграции углеводородных систем в объемах пористых и проницаемых пластов-коллекторов. Такого рода реконструкции условий и направлений массопереноса УВ основывается на изучении закономерностей состава, свойств и соотношений газообразных и жидких углеводородных фаз по разрезу и простиранию крупных антиклинальных зон. Все указанные показатели хорошо изучены на примере месторождений Прикумско-Сухо-кумской зоны поднятий.
По основным продуктивным пластам нижнего мела (VIII—IX) и средней юры (II—VI) залежи выявлены в интервале глубин 2900-3800 м. С погружением пластов с северо-запада на юго-восток происходит увеличение пластовых давлений и современных температур. Для отложений неокома температуры возрастают от 130 до 145 °С, а для юрских - от 135 до 155 °С. Пластовые давления увеличиваются от 320 до 350 (неоком) и от 350 до 400 кг/см2 (средняя юра). По мере регионального погружения мезозойских отложений нефтяные залежи сменяются газоконденсато-нефтяными и газоконденсатными.
С погружением пластов в указанном направлении, очевидно, в сторону областей генерации, в составе и свойствах углеводородных систем происходят следующие изменения.
1. Как, в основном, в юрских, так и в неокомских пластах увеличивается газонасыщенность нефтей, а в попутных газах снижается доля гомологов метана, выражающаяся в уменьшении коэффициента жирности от 80-90 до 30 и менее (рис. 64). Аналогичная закономерность отмечена и в залежах неокомских горизонтов.
2. В составе нефтей, наряду с уменьшением их плотности, смолистости, увеличивается содержание парафиновых и легких ароматических УВ. В сторону погружения меняются и свойства газоконденсатов - они обогащаются циклогексанами, бензолом, толуолом, ксилолами и т.д.
Все эти закономерности связаны с влиянием термобарических факторов на изменение состава и свойств флюидов в процессе их массопереноса в пластах. Как было показано, формирование углеводородных скоплений в границах Прикумско-Сухокумской зоны происходило в соответствии с принципами дифференциального улавливания УВ. Главное заключается в том, что направленность изменения состава и свойств систем берет свое начало именно в восточной, юго-восточнчой части платформенного склона Терско-Кумского прогиба.
Геохимические исследования показали также, что залежи в VIII и IV пластах нижнего мела находятся во вторичном залегании за счет вертикальной миграции УВ через гидродинамические окна в экранах и слабопроницаемые покрышки, разделяющие юрские и меловые пласты. Тем не менее, нефти в меловых ловушках сохранили в плане те же самые закономерности физико-химических свойств нефтей, конденсатов и газов, которые были установлены в юрских пластах.
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 доказательныминаличия 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
 |
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.
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.
Палеогеновый комплекс
