Тектоника осадочного чехла 12 страница

Тип конден-сата	Интервал глубин, м	Рпл, ат Тпл, °С	Плотность, г/см3.	Конден-сатный фактор, см3/м3	Выход фракции нк-130°С, %	Структурно-групповой состав бензинов фракции нк-130 °С, %
алканы	цикланы	арены	цикланы алканы
I	3150-3330	330-360 120-130	0,760-0,800	700-900		64,4	34,6	1,2	0,50
II	3450-3650	370-380 130-140	0,802-0,837	70-100		30,8	47,7	21,4	1,06
III	3670-3750	390-400 150-160	0,850-0,865	20-40		25,2	40,0	35,0	0,90

Таблица 4. Физико-химические свойства нефтей основных продуктивных комплексов

Таблица 5. Углеводородный состав бензиновой фракции (нк-130 °С) нефтей основных продуктивных комплексов

В последних двух комплексах (III и IV) существенно возрастает количество твердых парафинов с температурами застывания 18-29 °С при относительно низких содержаниях смол и асфальтенов.

В нефтях всех комплексов среди микроэлементов доминирует ванадий. Нефти приобретают различие лишь по распределению других микроэлементов.

Согласно данным табл. 5, установлены следующие закономерности в изменении углеводородного состава бензинов нефтей от I к IV комплексам.

Сверху вниз в бензинах увеличивается содержание алканов, а в них - н-алканов (за исключением нефтей IV комплекса).

В указанном направлении уменьшается концентрация цикланов, а на этом фоне сокращается количество циклопентановых УВ.

Не установлено четких тенденций изменений содержаний в нефтях по разрезу комплексов циклогексанов и аренов.

Октановые числа бензиновой фракции составляют 45-50.

В объеме пластов IIIкомплекса (юра - нижний мел) в границах Прикум-ско-Сухокумской зоны поднятий и смежных геоструктурных элементов прослеживается четкая закономерность пространственных изменений состава и свойств нефтей. С северо-запада на восток и юго-восток происходит направленное облегчение нефтей, увеличение выхода бензиново-лигроиновых фракций, снижение содержания смолисто-асфальтеновых компонентов и серы. В бензиновых фракциях возрастает доля алканов, а в них - н-алканов. При этом несколько уменьшается доля цикланов (см. табл. 5).

В пластах этого же комплекса в восточном направлении нефтяные скопления сменяются газоконденсатно-нефтяными, а затем - газоконденсатными. Глубины размещения, пластовые давления, температуры и составы флюидов газоконденсатных залежей разных типов существенно различны (см. табл. 3).

Особое место по своей геохимической значимости занимают нефти, полученные из отложений альба и верхнего мела на площадях Мектебская, Курган-Амурская, Краевая, Союзная, Советская, Курская и т.д. По своим физико-химическим свойствам и углеводородным показателям они отличаются от нефтей юры и неоком-апта. Удельный вес их колеблется от 0,860 до 0,877 г/см³, содержание смол и асфальтенов составляет, соответственно, 7-18 и 3,6 %, твердых парафинов - 4-8 %, серы - 0,2 %. Выход бензиновой фракции нк-200 °С сравнительно невысокий 12-17 %. Нефти метано-на-фтенового основания, степень их термической зрелости невысокая, о чем свидетельствуют соотношения П+Ф/н-С₁₇+н-С₁₈ (0,60) и н-С₁₄+ н-С₁₆/П+Ф (0,70). В более катягенно измененных нефтях нижележащих комплексов эти показатели равны, соответственно, 0,16 и 1,3. Источники образования указанных нефтей еще до конца не установлены. Имеются предположения о палеогеновом происхождении УВ систем.

Палеогеновый комплекс

Продуктивность верхов эоцена и низов олигоцена установлена на Правокумской, Прасковейской, Северо-Нагутской, Ачикулакской, Журавской и других площадях Восточного Предкавказья. Нефти здесь имеют своеобразный облик и формируют отличную генетическую группу, имеющую по многим геохимическим показателям ряд общих черт с углеводородными флюидами верхнемеловых карбонатов и альбских песчаников. Плотность нефтей палеогена составляет 0,845-0,870 г/см³, содержание смол и асфальтенов - 8-18 и 1,5-3,0 %, серы - 0,2-0,4 %, твердых парафинов - 6-8 %. Нефти метано-нафтенового основания, степень их термической превращенности сравнительно низкая.

Западное Предкавказье

Юрский комплекс

В данном регионе нефтеносность юрских отложений определяется границами Восточно-Кубанской впадины и восточным склоном Адыгейского выступа. Здесь выявлены два генетических типа флюидов - верхнеюрский (оксфордский) и среднеюрский (байос-батский). Первый из них установлен на площадях Кузнецовская, Кошехабльская и Лабинская. Это сравнительно легкие метановые нефти (0,810-0,840 г/см³) с содержанием смол и асфальтенов, соответственно, 5-15 и 0,8-2,6 % и низкими коцентрациями твердых парафинов (до 3,8 %). В бензинах установлены высокие концентрации алканов, достигающие 84 %. Второй тип флюидов представлен конденсатами и кон-денсатоподобными нефтями (площади Кузнецовская, Кошехабльская и Бара-каевская). Конденсаты метаново-нафтенового основания разной плотности (0,810-0,850 г/см³) с невысоким содержанием смол (до 4,0 %). В бензинах количество алканов и цикланов примерно равное (36-46 и 42-50 %) при сравнительно повышенной доле ароматических УВ (5-12 %). Специфика состава исходной биомассы ОВ карбонатов верхней юры и аргиллитов средней юры предопределила и разные типы углевородных флюидов, что и учитывалось при прогнозных оценках зон нефте- и газонакопления в пределах данной территории.

Неоком-апт-альбский комплекс

В пределах Западного Предкавказья с нижнемеловыми неоком-апт-альбе-кими отложениями связывается региональное размещение газоконденсатных скоплений. Выявлена региональная закономерность в изменении состава конденсатов и газов по мере погружения продуктивных горизонтов с северо-запада (Ейско-Березанская зона поднятий) на юго-восток и юг (Восточно-Кубанская впадина, Адыгейский выступ). Указанные особенности отражены в табл. 6.

Комплексные геохимические исследования выявили генетические связи этих газоконденсатных (ГК) систем с ОВ юрских (байос-батских и келло-вейских) аргиллитов, развитых в границах Восточно-Кубанской впадины и прилегающих территорий. В этих отложениях зафиксированы высокие па-леотемпературы (180-200 °С), что и предопределило после нижнемеловой трансгрессии моря преимущественную генерацию ГК систем и их миграцию на северо-запад, т.е. в сторону приподнятой зоны развития Ейско-Березанских поднятий. Об этом более подробно будет изложено в следующем разделе.

Палеогеновый комплекс

В зонах развития структур южного борта Западно-Кубанской впадины на площадях Калужская, Новодмитровская, Левкинская, Северская и других установлена продуктивность песчаников кумской свиты эоцена. В диапазоне глубин 2100-5300 м и температур 90-175^оС нефти здесь характеризуются сравнительным постоянством состава и свойств. Плотность колеблется в диапазоне 0,840-0,850 г/см³, содержание смол и асфальтенов - 18-28 %, серы -0,2 %, твердых парафинов - 2-6 %. Выход бензиновых фракций нк-130 ^оС -15—20 %. Содержание алканов и цикланов в бензинах примерно равно 50 и 46 %. По особенностям распределения УВ-биомаркеров нефти эоцена образуют самостоятельную генетическую группу, отличную от углевлдородных систем мезозоя Западного Предкавказья.

Области генерации углеводородных систем

и условия их миграции

Локализация областей (или очагов) генерации нефти и газа обычно осуществляется с целью определения источников миграции УВ, закономерностей формирования и пространственного размещения залежей. Указанные очаги нефтегазообразования в объеме материнских толщ выделяются на основе следующих обобщений:

- региональные тенденции концентрационного распределения РОВпород;

- реконструкция условий и направлений миграции углеводородных систем по закономерностям количественных и качественных изменений их состава и свойств;

- определение уровней термической зрелости РОВпород, нефтей и конденсатов.

Восточное Предкавказье

Триасовый комплекс

Области генерации углеводородных систем по этому комплексу практически совпадают с границами развития Восточно-Манычского прогиба. В сторону осевой зоны этой структуры содержание С_орг в аргиллитах увеличивается от 0,1-0,2 до 0,9-1,0 %. В этом же направлении в нефтяных залежах возрастают значения газового фактора от 50-100 до 150-350 м³/т. При этом коэффициент газонасыщенности (Р_нас /Р_пл) увеличивается от 0,1-0,3 до 0,5-0,6.

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.