Тектоника осадочного чехла 11 страница

Майкопские отложения продуктивны только на месторождении Шамхал-Булак. Здесь в базальном песчанике выявлена залежь нефти. Следует отметить, что на месторождении Ачису в одной скважине была получена нефть (скважина работала 1,5 месяца с дебитом 10 т/сут) из мергелистой глыбы эоцена (внедрения в глины Майкопа). Эоценовые отложения газоносны только на месторождении Шамхал-Булак, где они образуют единый резервуар с верхним мелом.

Верхнемеловые трещинные известняки продуктивны на всех структурах зоны. Залежи газоконденсатные (Ачису, Новолакская, Шамхал-Булак) и нефтегазоконденсатные (Махачкала-Тарки, Димитровская). Залежи приурочены, как правило, к крупным (12x8 - 3x1,5 км) и высокоамплитудным (250-610 м) складкам. Залежи массивного типа, за исключением Шамхал-Булакской пластово-массивной залежи. Из всех залежей зоны наиболее сложно построенной является Димитровская. Здесь скопления нефти и газа приурочены к серии тектонических блоков. В блоках, содержащих газовые залежи, вероятно, единый ГВК (глубина - 4156 м), в то же время в Иргинском и Хушетском блоках, где верхний мел залегает выше (около 3800 м), по всей видимости, содержатся самостоятельные нефтяные залежи. Глубина залегания верхнемеловых залежей в различных частях зоны изменяется от 2700 (Шамхал-Булак) до 5500 м (Новолакская). Наиболее крупная по запасам газа залежь Шамхал-Булак, минимальные запасы имеет Новолакская залежь.

Нижним продуктивным горизонтом в разрезе зоны являются песчаники апта и трещинно-кавернозные известняки и доломиты нерасчлененной толщи неокома - верхней юры. Эти отложения содержат залежи газоконденсата на месторождениях Шамхал-Булак, Махачкала-Тарки (валанжин - верхняя юра) и Димитровское (апт-готерив). Залежи массивные, связаны со складками, близкими по размерам верхнемеловым, но с большим этажом газоносности - до 580 м на Шамхал-Булаке. Эта залежь - одна из крупных по запасам газа, минимальные запасы имеет Махачкала-Таркинская залежь. Глубины залегания залежей около 4000 м. Наиболее типичные месторождения зоны - Шамхал-Булак и Димитровское (рис. 59 и 60).

Западная зона нефтегазонакопления в тектоническом отношении связана с группой складок одноименной антиклинальной зоны, на двух из которых (Селли, Гаша) выявлены залежи нефти и газа.

Во вскрытом разрезе осадочного чехла зоны присутствуют мощные песча-но-глинистые породы средней юры (более 2,5 км), маломощный (до 200 м), преимущественно глинистый нижний мел, известняки и мергели верхнего мела (450-700 м) и эоцена (60-270 м), а также глинистая толща Майкопа (600-1700 м) и глубоко эродированный (до карагана-чокрака) неоген.

Складки зоны сложно построены по неогеновым отложениям вследствие проявления майкопского диапиризма. По нижележащим комплексам влияние дизъюнктивной тектоники ослабевает, только отдельные крутопадающие разрывы осложняют палеоген-верхнемеловые структуры коробчатого типа. Наиболее крупной является складка Селли (10x4 км) амплитудой около 200 м. Складка Гаша уступает в размерах (6x1,5 км), но имеет большую высоту (более 300 м).

Основной продуктивный горизонт зоны приурочен к трещинным известнякам дата и Маастрихта. Залежи нефтегазовые, массивного типа. Этаж продуктивности от 230 (Селли) до 300 м (Гаша), при этом высота газовой шапки составляет, соответственно, 130 и 170 м. Глубина залегания залежей -1400 (Селли) и 2400 м (Гаша) (рис. 61). Запасы нефти месторождений небольшие. Кроме верхнего мела на обоих месторождениях нефтегазоносны также трещинные карбонатные породы фораминиферовых слоев.

Рис. 59. Месторождение Шамхал-Булак

1 - изогипсы по кровле верхнеюрских отложений, м; 2 - тектонические нарушения; 3- контур газоносности; 4 - залежи газа; 5 - скважины; 6 - линия профиля

Рис. 60. Месторождение Димитровское

1 - изогипсы по кровле верхнемеловых отложений, м; 2 - тектонические нарушения; 3 - зона грабенообразного прогиба; 4 - контур нефтегазоносности; 5 -залежь газа; 6-8 - скважины, в том числе: 7 - давшие нефть, 8 - давшие газ с конденсатом; 9 - линия профиля

Рис. 61. Месторождение Гаша

1 - из огипсы по кровле верхнемеловых отложений, м; 2 - тектонические нарушения; 3, 4 - контуры: 3 - газоносности, 4 - нефтеносности; 5, 6 - залежи: 5 - газа, 6 - нефти; 7 - скважины; 8 - линия профиля

Восточная зона газонакопления объединяет структуры одноименной антиклинальной зоны.

Отличительная особенность осадочного разреза зоны - это значительная эрозия верхних его частей: на поверхность здесь выходят отложения от среднего миоцена до Майкопа. Как следствие, палеогеновые и мезозойские комплексы здесь характеризуются приподнятым гипсометрическим залеганием -от 150 до 1500 м. Все образующие зону складки являются асимметричными с падением слоев на крыльях от 20° до 55°, как правило, осложнены разрывными нарушениями. Размеры складок достигают 15x2,5 км, высота - до 160 м.

В пределах всех структур зоны продуктивны два комплекса - хадум-фораминиферовый и нижнемеловой. В разрезе последнего установлена неф-тегазоносность глинисто-алевролитовых пластов в апте (Берикей) и альбе (Дузлак), альб газоносен на структуре Дагестанские Огни, три газоносных пласта отмечены на структуре Хошмензил (рис. 62) в интервале глубин 560-790 м. Нижнемеловые залежи пластово-сводовые. Хадум-фораминиферовый резервуар представляет собой пачку трещинных мергелей мощностью до 30 м. Залежи массивные, сводовые. Только на структуре Берикей эти отложения нефтеносны, на других структурах они газонасыщены. Запасы нефти и газа месторождений зоны небольшие, и к настоящему времени они практически выработаны.

Приморская зона нефтегазонакопления объединяет три месторождения нефти и газа, приуроченных к сложно построенным кулисообразно сочленяющимся структурам коробчатого типа. Последние, как правило, имеют большие размеры (до 22x6 км), осложнены в крыльевых и сводовых частях крутопадающими нарушениями. В осадочном чехле зоны вскрытой мощностью более 5 км развиты все стратиграфические подразделения (от неогена до средней юры), однако основной продуктивной толщей является 800-1000-метровой по мощности чокрак.

Рис. 62. Хошмензильское газовое месторождение

1 - изогипсы по кровле нижнемеловых отложений, м; 2 - контур газоносности; 3 - залежи газа; 4 - скважины; 5 - линия профиля

Продуктивные горизонты распределены по всему разрезу, образуя несколько обособленных свит (А, Б, В и Г), сложенных чередующимися прослоями песчано-алевролитов и глин. Число проницаемых горизонтов нередко превышает 20, мощность меняется от нескольких метров до нескольких десятков метров, широко развито фациальное замещение. Наиболее широкий диапазон нефтеносности на месторождении Избербаш (все свиты), на Инчхе-Море - свиты Б (газ) и Г; на месторождении Каякент нефтеносны только песчаники свиты Б. Глубины залегания залежей до 2 км, типы залежей различны - от пластовых сводовых до литологически и тектонически экранированных. Наиболее крупным по запасам нефти месторождением является Избербашское.

Геохимия нафтидов

и органического вещества пород

Нефтегазопродуцирующие толщи

Диагностика нефтегазоматеринских толщ обычно осуществляется путем оценки количественных и качественных характеристик рассеянного органического вещества (РОВ) пород. Количественный подход к оценке РОВ более традиционен, однако является необходимым, так как учитывает концентрации органики в породах, степень ее битуминозности и уровни нефтегенера-ционного потенциала. Качественные показатели связываются с сопоставительным анализом углеводородного, компонентного, изотопного и микроэлементного составов РОВ и нефтей. Данный подход существенно уточняет источники нефтегазообразования в разрезе осадочных пород нефтегазоносных бассейнов (НГБ).

Прежде чем приступить к оценке битуминологических показателей пород, следует кратко остановиться на принятых геохимических критериях, определяющих диагностические характеристики РОВ пород как возможно нефтегазоматеринских. Согласно Н.Б. Вассоевичу, Дж. Ханту, С. Филиппи и другим авторам, для терригенных пород слабых и умеренных уровней катагенеза содержание органического углерода С_орг - 0,9 % (на породу) и более вполне отвечает критериям отнесения их к разряду нефтематеринс-ких. Для карбонатных образований нижний кондиционный предел значений С_о составляет 0,4 %. При оценке содержания хлороформенного биту-моида (ХБ) в РОВ большинство исследователей и, в частности, Н.Б. Вас-соевич, относят интервал 0,015—0,045 % к средней (пороговой) категории значений этого параметра, выше которых толщи уверенно характеризуются как нефтепроизводящие.

При определении степени битуминозности РОВ, как известно, пользуются значениями коэффициента b (в %), равного (ХБ- 0,85/С_орг)*100. Для РОВ преимущественно сапропелевого типа Ь, равный или меньший 5 %, характеризует автохтонный (сингенетичный) битумоид. При значениях Ь, больших 10-12 % ХБ уверенно диагносцируется как аллохтонный (эпигенетичный) или паравтохнонный по отношению к ОВ вмещеющей породы.

Восточное Предкавказье

В настоящем разделе проведен анализ содержания РОВ пород платформенного чехла в диапазоне от триасовых до палеогеновых отложений.

Триасовый комплекс

В геохимическом плане наибольший интерес представляют отложения морской карбонатной формации нижнего триаса, максимальная мощность которой достигает 700 м. Карбонатная толща подразделяется на две части: нижнюю (нефтекумская свита индского яруса) и верхнюю (оленекский ярус). Нефтекумская свита представлена пелитоморфными, органогенно-обломоч-ными и доломитизированными известняками с прослоями мергелей. Для пород оленекского яруса характерно чередование глинистых известняков, мергелей и аргиллитов.

Значительная по объему часть нефтекумской свиты отлагалась в субак-вальной обстановке в условиях аридного климата и слабовосстановительной или субокислительной среды, не благоприятных для битумонакопления. Исключением служат аргиллиты и глинистые известняки в основании свиты, обогащенные ОВ (С_орг - до 0,9 %, ХБ - 0,01-0,04 %). В карбонатных разностях пород ОВ представлено сапропелевым типом, а в глинистых - гумусо-во-сапропелевым. Для светлоокрашенных известняков характерно преобладание подвижного эпигенетичного битумоида с высоким содержанием масляных углеводородной фракций.

В оленекское время терригенно-карбонатные осадки формировались в морских, прибрежно-мелководных (лагунных) условиях в субвосстановительной и восстановительной обстановках. Содержание С_орг в породах составляет 1,0-2,5 %, а ХБ - до 0,03-0,04 %. По компонентному составу битумоид оценивается как сингенетичный, с повышенными концентрациями смол и асфальтенов.

Отложения среднего триаса, особенно анизийского яруса, формировались в мелководно-морских условиях гумидного климата, в восстановительной обстановке осадконакопления. Аргиллитовые разности здесь обогащены С (0,4-1,8 %), содержание ХБ составляет в среднем 0,02 %. Исходное ОВ относится к сапропелевому типу.

В региональном плане как в аргиллитах, так и в карбонатах обстановки диагенеза и битуминологические показатели становятся наиболее благоприятными в центральной и северо-восточной частях бассейна (Таловский выступ, Сухокумская, Бажиган-Граничная зоны, Манычский прогиб). Зоны повышенных содержаний С_орг 1,0 % и более, ХБ - до 0,06 % имеют широтное и субширотное простирание, а их размещение хорошо согласуется с областями восстановительных обстановок и повышенной глинизации разреза. Менее благоприятные битуминологические характеристики отмечены на юге и западе триасового бассейна (Орта-Тюбе, Тереклинская и т.д.).

В целом, по триасовому комплексу более благоприятными битуминологическими показателями характеризуются глинистые разности, являвшиеся продуцировавшими толщами. Однако степень битуминозности ОВ увеличивается от глинистых пород к песчано-алевролитовым и карбонатным от 5-7 до 12-16 %. Все это указывает на активные процессы эмиграции подвижных УВ с проявлениями эпи- и параавтохтонной битуминозности в порово-трещинном пространстве.

Итак, в объеме всех литологических разностей оленекского, индского и анизийского ярусов наблюдается улучшение всех битуминологических параметров от краевых частей бассейна (с юга, юго-запада, юго-востока) к центру с самыми благоприятными их значениями в ареалах нефтегазоносности данного комплекса. Здесь же наблюдается и более высокая степень восстановленности среды осадконакопления.

Юрский комплекс

Темноцветные аргиллиты отложений лейаса (J₁) и аалена (J₂) обладают сравнительно высоким содержанием С_орг (0,6-1,7 %) и ХБ (до 0,05 %). Благоприятная битуминологическая характеристика указанных образований позволяет их отнести к категории нефтематеринских. Этими же качествами обладают байос-батские аргиллиты, в которых С_орг составляет 1,5-2,8 %, а ХБ - 0,05-0,09 %, достигая в отдельных случаях 0,12 %. Тип исходного ОВ определен как преимущественно гумусовый, с примесями сапропелевых разностей.

В общем плане установлено закономерное увеличение всех битуминозных параметров аргиллитов юры с юга и севера региона к его центральным и юго-восточным частям. Эта направленность совпадает с общим увеличением мощности юрских отложений в восточной и юго-восточной частях платформы. Здесь зафиксированы максимальные значения коэффициента Ь, особенно в глинисто-алевролитовых разностях (от 15 до 40 %).

Таким образом, основная генерация УВ нефтяного ряда в аргиллитах юрских отложений осуществлялась, по всей вероятности, на востоке и юго-востоке платформенной территории, где установлены повышенные мощности отложений. Из указанных очагов генерации происходила, очевидно, миграция углеводородных систем в наиболее приподнятые зоны (Озек-Суат-Бажиганская, Величаевско-Сухокумская и т.д.).

Неоком-апт-альбский комплекс

Представлен преимущественно песчаниками и алевролитами. Содержание аргиллитовых прослоев в объеме комплекса не превышает 20 %. Количество С_орг в аргиллитах колеблется в пределах 0,4-0,6 %, не достигая суб-кларковых значений для терригенных образований. Количество ХБ составляет 0,005-0,015 %, что характеризует низкую битуминозность этих пород. Практически во всех исследованных образцах коэффициент b не превышает 10 %.

Верхнемеловой комплекс

Карбонатные отложения верхнего мела, содержащие в небольших концентрациях РОВ (С_орг = 0,1-0,3 %; ХБ = 0,002-0,004 %), к материнским толщам не отнесены. Выявленные в них малочисленные залежи нефти имеют вторичную природу, связанную преимущественно с палеогеновым источником нефтеобразования.

Таким образом, в рассматриваемых толщах мезозоя только юрские отложения (особенно байос-батские) оцениваются как нефтегазоматеринские. Битуминозность этих пород увеличивается в юго-восточном направлении, т.е. в сторону акватории Каспийского моря.

Палеогеновый комплекс

Отложения олигоцена широко представлены как в восточной, так и в центральной частях Предкавказья. Выражены они слабокарбонатными листоватыми глинами с подчиненными прослоями мергелей. Породы отлагались в восстановительных и резко восстановительных обстановках. Органическое вещество представлено в основном тонкодисперсными образованиями сапропелевой природы. Меньшую долю составляют включения гумусово-лигнитового материала.

Содержание С_орг в образцах пород баталпашинской и хадумской свит составляет 0,5-3,7 %. Среднее содержание С_орг в хадуме достигает 1,4 %, а в баталпашинской свите - 1,25 %. Содержание С_орг снижается по мере увеличения карбонатности отложений. Количество ХБ в РОВ пород хадума очень высокое (0,4-0,8 %), в баталпашинской свите содержание ХБ несколько меньшее и составляет 0,2-0,4 %.

Степень битуминозности РОВ весьма значительная и составляет в среднем 28-33 %. Тип битумоида в этих отложениях параавтохтонный. По совокупности показателей отложения олигоцена следует отнести к материнским породам с высоким нефтяным потенциалом.

Неблагоприятное соотношение нефтематеринских пород и коллекторов обусловило слабую реализацию нефтематеринского потенциала из-за затруднений эмиграции УВ.

Содержание С_орг в породах эоцена также высокое (1,4-3,2 %) при повышенных концентрациях ХБ (0,1-0,7 %). Степень битуминозности РОВ составляет 22-32 %. Как и в олигоценовое время, осадки бурой и зеленой свит оталагались в резко восстановительных обстановках за счет обильного поступления в бассейн органики преимущественно сапропелевого типа. Образования эоцена также отнесены к разряду материнских свит с высоким нефтегенерационным потенциалом.

Дифференциация нефтей на генетические (или геохимические) типы является одним из способов определения источников нефтеобразования или материнских толщ.

Путем комплексной оценки распределения углеводородов-биомаркеров (УВ-биомаркеров) в мезозойско-кайнозойском разрезе платформенного чехла выделены три генетических типа нефтей - триасовый, апт-неоком-юрский и палеоген-верхнемеловой. Углеводородные показатели, отражающие их генетические различия, представлены в табл. 1 и на рис. 63.

Согласно хроматограммам, представленным на рис. 63, эти типы заметно различаются по распределению н-алканов и изопреноидов. В нефтях триасового типа обращает на себя внимание бимодальное распределение н-алканов и низкие значения соотношений пристан/фитан и пристан/н-С₁₇. В то же время, нефти палеогенового типа отличаются более высокими величинами указанных соотношений. Более того, в нефтях этого типа повышены содержания изопреноидов.

Не менее четко определяются различия между типами нефтей при анализе распределения в них УВ-биомаркеров (тритерпанов, стеранов и алкил-бензолов).

В частности, они хорошо дифференцируются по параметрам, характеризующим уровни термической зрелости - T_s/T_m, диа-/регулярные стераны. Как можно заметить, в сверхзрелых нефтях триасового типа практически отсутствуют стераны и тритерпаны (см. табл. 1).

Различия между типами выявляются и по генетическим показателям -тритерпаны С₂₉/С₃₀ и распределение стеранов С₂₇, С₂₈, С₂₉. Например, преобладание в нефтях юрского типа стеранов С₂₉ свидетельствует о существенной доле растительного, гумусового материала в ОВ юрских нефтематеринских толщ.

В целом, наличие трех генетических типов нефтей доказывает существование в разрезах трех нефтематеринских толщ.

Рис. 63. Хроматограммы типов нефтей Восточного Предкавказья (по данным Е.Г. Буровой)

а - площадь Прасковейская, скв. 63, К₂, интервал - 2706-2723 м (палеоген-верхнемеловой тип нефтей);

б - площадь Закумская, скв. 30, К₁, IX пласт, интервал 3278-3281 м (апт-неоком-юрский тип нефтей);

в - площадь Кумухская, скв. 6, Т, интервал 4800-4822 м (триасовый тип нефтей)

Западное Предкавказье

Юрский комплекс

В этом регионе геохимически лучшим образом изучены юрские подсолевые отложения Восточно-Кубанской впадины. Здесь их мощность достигает 4-5 км.

В подсолевых отложениях РОВ юрского терригенного комплекса претерпело высокие стадии катагенеза (МК₄ -МК₅) и в настоящее время приобрело только газогенерационные свойства. Высокий уровень термической зрелости РОВ отразился и на сравнительно скромных битуминологических показателях пород.

Относительно обогащенными РОВ представляются аргиллиты байос-бата и келловея. В первых С_орг составляет 0,3-1,8 %, а в келловее - 0,4-3,5 %. Во всех образцах ХБ не превышает 0,05 %. Значения коэффициента b практически находятся на уровне 10-13 %. Аргиллиты насыщены углистыми включениями и остатками растительного детрита, свидетельствующими о преимущественно гумусовом типе исходного РОВ. Характерной особенностью состава битумоидов является примерно одинаковое содержание масел и смол при повышенных концентрациях асфальтенов (25-28 %) и преобладании в масляной фракции ароматических и нафтеново-ароматических соединений [Архипов и др., 1979].

В карбонатах и песчаниках Оксфорда верхней юры содержание С_орг составляет 0,4-0,6 %, а ХБ - 0,02-0,04 %. В породах РОВ представлено в виде дисперсных включений сапропелевой природы. Кимеридж-титонские известняки и аргиллиты характеризуются самыми низкими битуминологическими показателями (С_орг - 0,02-0,04 %; ХБ - 0,008-0,010 %).

С учетом высоких уровней зрелости РОВ пород наиболее благоприятными для нефтегазообразования по геохимическим показателям представляются аргиллиты байос-бата-келловея и карбонаты Оксфорда.

В целях уточнения числа нефтегазопродуцировавших толщ в разрезе мезозоя проведено сопоставление нефтей по распределению в них алканов состава С₁₂-С₃₂. Результаты корреляции представлены в табл. 2. Как можно видеть, нефти среднеюрских пластов отличаются сравнительно высокими значениями отношения пристана к фитану, низкими величинами К_м, К_нч и довольно высокими концентрациями легких изопреноидов (К_изопр). Указанные особенности состава этих нефтей свидетельствуют о их генетической связи с гумусово-континентальным РОВ и высоком уровне его катагенеза. В отличие от описанных, в нефтях оксфордских отложений фитан преобладает над пристаном (П/Ф), сравнительно высоки значения К_м и относительно мала доля легких изопреноидов С₁₄-С₁₈. Эти закономерности характерны в основном для карбонатных образовании, формировавшихся в резко восстановительных условиях диагенеза осадков и РОВ преимущественно сапропелевого типа.

Таблица 2. Распределение алканов в нефтях как показатель источников их образования

Месторождение	Номер скважины	Геологический возраст	Алканы состава С12-С32
			пристан фитан	Км	Кизопр
Лабинское		J3o	0,7	0,45	1,0
Кузнецовское		J3o	0,6	0,50	0,8
Кошехабльское		J3o	0,4	0,50	0,8
Кузнецовское		J2b-bt	5,0	0,20	2,8
Кошехабльское		J2b-bt	2,7	0,10	3,5
Баракаевское		J2b-bt	9,0	0,10	5,6
Безводненское		K1-J2k	3,0	0,10	2,6

Примечние.

Таким образом, наличие двух генетических типов нефтей повышает достоверность выводов о наличии в границах Восточно-Кубанской впадины двух продуцирующих толщ в объеме подсолевой юры - байос-бат-келловейской и оксфордской.

Олигоценовый комплекс

Другим практически важным геологическим объектом региона являются отложения хадума и Майкопа, широко развитые в пределах Западно-Кубанской впадины. По всем битуминологическим показателям (С_орг = 0,8-2,5 %, ХБ - 0,05-0,15 %, b = = 20-38 %) эти образования являются классическим примером нефтематеринских толщ, практически не реализовавших свой генерационный потенциал. Это связывается с повсеместным отсутствием достаточно емких коллекторских горизонтов в объеме этого мощного глинистого комплекса.

Состав и свойства нефтей и газоконденсатов

При написании настоящего раздела преследовались цели освещения особенностей изменения качества нефтей и конденсатов как в региональном плане в объеме определенных продуктивных комплексов, так и по разрезу вскрытых отложений. В последнем случае, наряду с анализом физико-химических свойств углеводородных флюидов, приводятся еще раз и кратко результаты их генетической (геохимической) типизации, отражающей наличие нескольких нефтегазоматеринских толщ в разрезе ряда НГБ провинции.

Восточное Предкавказье

Триасовый комплекс

Промышленная нефтеносность данного комплекса установлена лишь в границах платформенной части Восточного Предкавказья. Практически по всем месторождениям состав и свойства нефтей здесь единообразны. Плотность их колеблется от 0,810 до 0,830 г/см³, содержание асфальтенов - от 0,3 до 1,8 %, смол - от 1,0 до 5,2 %, твердых парафинов - от 20 до 35 %. Эти нефти представляют собой самостоятельную генетическую группу флюи-дов,отличных от вышележащих УВ систем юры, мела и палеогена. В частности, нефти триаса выделяются аномально высокими концентрациями твердых парафинов, алканов во фракции начала кипения - 136 "С (70-80 %), легких изопреноидов (С_]4+С₁₆), а также значениями 1,2-1,4 отношения при-стан/фитан (П/Ф) и т.д. По многим геохимическим показателям они оцениваются как флюиды максимальной термической превращенности.

Юрско-неоком-аптский комплекс

В границах провинции ареал нефтеносности продуктивных пластов юры достаточно широк, особенно в пределах Восточного Предкавказья. Здесь на платформенном склоне продуктивны терригенные коллекторы верхов нижней, средней и верхней юры. В целом, прослежена четкая закономерность перехода с северо-запада на восток и юго-восток нефтяных, газоконденсатно-нефтяных залежей в чисто газоконденсатные скопления. Эта общая тенденция сопровождается, наряду с увеличением глубины залегания пластов, возрастанием газонасыщенности нефтей, легких бензиновых фракций, доли метана в попутных газах, снижением плотности нефтей, содержания в них смол, асфальтенов.

Нефти в границах региона имеют удельный вес 0,820-0,850 г/см³ с содержанием твердых парафинов 17-25 %, смол - 3-6 %, асфальтенов 0,5-1,15 %. Количество серы невелико - 0,04-0,15 %. Выход бензиновой фракции нк -200 ^оС составляет в среднем 24 %. По ряду геохимических показателей УВ-биомаркеры нефти комплекса образуют свой генетический ряд, проявляя тесную связь с органическим веществом (ОВ) аргиллитов нижней и средней юры. В частности, отношения П/Ф в них составляют 1,8-2,0, П+Ф/н-С₁₇+ +н-С₁₈ - 0,13-0,16, содержание алканов в бензинах колеблется от 50 до 60 %, отношение цикланы/алканы не превышает 0,6.

В пределах платформы определен достаточно широкий спектр конденсатов, разделенный на три типа в соответствии с их физико-химическими свойствами (табл. 3). Первый метановый тип характерен для газоконденсатно-нефтяных залежей группы Русскохуторской, Сухокумской и других площадей. Здесь встречены преимущественно метановые конденсаты с углеводородным составом, подобным таковому в нефтяных оторочках. Второй ароматико-метановый тип представляет переходную группу конденсатов с повышенной долей легких аренов и другими особенностями, отраженными в таблице. Наконец, третий ароматический тип конденсатов, выявленный в крайне восточных районах платформенной территории, представляет уникальную и высокометаморфизованную группу углеводородных систем. Данный тип системы является основным, прогнозируемым на больших глубинах залегания юрских отложений в пределах восточных территорий Равнинного Дагестана.

В границах кряжа Карпинского нефтеносность отложений юры установлена только на Каспийской площади. По своим физико-химическим свойствам нефти здесь мало чем отличаются от типичных нефтей среднеюрских отложений Прикумско-Сухокумской зоны поднятий.

В табл. 4 и 5 сведены данные по физико-химическим свойствам и углеводородному составу нефтей всех четырех продуктивных комплексов платформенной части Восточного Предкавказья. Анализ приведенных показателей дает основание для следующих выводов.

Во всех рассматриваемых комплексах нефти обладают сравнительно низким содержанием серы.

Таблица 3. Типы конденсатов Прикумско-Сухокумской зоны поднятий и их физико-химические свойства (усредненные показатели)