Юрско-неоком-аптский комплекс

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 Р_пл< Р_{точки 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

В отличие от юрских кайнозойские отложения по показателям ОСВ оцениваются как перспективные на поиски нефтяных скоплений. В частности, по данным Ю.И. Корчагиной, ОВ майкопских отложений на северном борту Западно-Кубанской впадины на глубинах 3 км преобразовано до стадии МК₂, что соответствует температурам 130-150 °С. На южном борту впадины (Ключевая, Левкинская площади) палеотемпературы пород нижнего олигоцена -эоцена колеблются от 80 до ПО °С, что также соответствует главной зоне нефтеобразования.

По данному комплексу все проблемы прогноза связаны с благоприятными условиями формирования и сохранения нефтяных залежей. В частности, как благоприятные оценены перспективы майкопской толщи в пределах северной бортовой зоны Западно-Кубанской впадины. Высокая битуминозность глин, низкие стадии катагенеза ОВ являются оптимальными показателями промышленной нефтеносности при благоприятных условиях наличия коллекторов и ловушек.

Благоприятные перспективы нефтеносности связываются также с коллекторами эоцена южного борта Западно-Кубанского прогиба.

Здесь, несмотря на большие глубины (более 5 км) и значительные современные пластовые температуры (175 ^оС и более), при оптимальных геологических условиях можно ожидать открытие нефтяных залежей с сильно газонасыщенными флюидами метаново-нафтенового основания и плотностью не более 0,840 г/см³. Такой прогноз объясняется приуроченностью этой зоны к депрессии альпийского тектогенеза и значительной растянутостью шкалы катагенеза пород и нафтидов.

Обзор представлений об условиях

формирования залежей нефти и газа

В конце XIX и в начале XX веков об условиях формирования залежей нефти и газа высказывались такие известные ученые как Д.И. Менделеев, Г.В. Абих, Н.И. Андрусов, Г.П. Михайловский, И.М. Губкин, К.П. Калицкий, А.Д. Архангельский и др.

По мнению А.Д. Архангельского, "Часть гипотез, выдвинутых геологами, имеет чисто случайный характер. Сюда принадлежат, во-первых, гипотезы о космическом происхождении нефти, о поднятии из глубоких частей земной коры и ее связи с магмой, об образовании нефти в грязи солончаков, о нефтеобразовании в морских ракушечниках и т.д. Некоторые из этих мнений не могут быть доказаны и представляют собой только ничем не обоснованные рассуждения. Некоторые же базируются на недостаточно продуманных, случайных и иногда неверных наблюдениях и т.д." [Архангельский, 1954].

Солидаризуясь с этим мнением, подчеркнем, что в то время самыми популярными и обоснованными фактическими материалами были представления Н.И. Андрусова {1908], Г.П. Михайловского [1906} и И.М. Губкина [1915}. Наиболее отчетливо эти взгляды отражены в работе Г.П. Михайловского. По его мнению, у крутого берега, на значительной глубине шло быстрое осаждение известково-глинистого ила. Вместе с частицами его попадали на дно остатки различных организмов животного и растительного мира. Так как осаждение шло быстро, и осаждались слои из тихой воды, стало быть осадки не взбалтывались, и кислород морской воды имел мало доступа к садившемуся материалу, причем каждый слой быстро покрывал предыдущий... Глинистое разложение заменялось процессом, который можно назвать битуминизацией. В процессе этом уже не принимали участие бактерии, а единственным фактором являлись действия растворов минеральных солей и все увеличивающееся давление. Под конец, третьим фактором явилась повышенная температура, когда свита битуминозных пород достигала значительной мощности.

Пока толща нефтеносных пород Кавказа была горизонтальной, т.е. пока она находилась под уровнем моря, образования сколько-нибудь значительных скоплений нефти еще не могли существовать...

В этот период нефть, если уже и образовалась, то была рассеяна в виде отдельных капелек и очень небольших скоплений в толще битуминозных пород.

В третий период: толща под влиянием горообразовательных процессов выступила из под уровня моря. Появившиеся трещины, сбросы и сдвиги установили сообщение между материнскими для нефти породами — битуминозными глинами, глинистыми сланцами и мергелями, с одной стороны, а с другой - с приемниками нефти - рыхлыми породами (песчаниками, пористыми известняками и доломитами) и конгломератами.

Таким образом, основные контуры современного представления о происхождении нефти были заложены уже в начале прошлого века (1906 г.). В дальнейшем было произведено научное обоснование этих взглядов, была изучена порода, органическое вещество, нефти, битумы, газы, воды и т.д. с применением новейшей аппаратуры и техники.

В работе А.Д. Архангельского изучены месторождения Грозненского района, естественные геологические разрезы по ряду рек, нефти и отчасти бензольные битумы (все по палеоген-неогеновым отложениям). «Для весьма многих месторождений установлено, что нефть приурочивается к тем свитам осадочных пород, в состав которых входят богатые органическими веществами не нефтяного типа так называемые "битуминозные" глины, прочие "битуминозные" сланцы и известняки... Создается впечатление, что нефтеносные слои появляются среди глин тогда, когда содержание углерода в последних в среднем становится близким к 2 %, т.е. когда 1 м³ глины содержит в среднем около 45 кг органического углерода» [Архангельский, 1954]. В процессе образования нефти из органического вещества А.Д. Архангельский отводил существенную роль бактериям (в том числе анаэробным) и выделял две фазы: первую - биогенную (бактериальную) на дне морского бассейна и вторую -геохимическую, связанную с геодинамикой.

Предвидя возражения о трудности перехода жидкой нефти из глин в пески (песчаники), автор считал, что первичными продуктами распада материнского вещества являются газы, которые и переходят в пористые породы. А.Д. Архангельский отнюдь не отрицал возможность формирования залежей нефти и газа за счет вертикальной миграции нефти (газа) из нижележащих горизонтов осадочных пород. "Вопрос о глубинном происхождении нефти и для них, конечно, совершенно отброшен быть не может, но серьезное внимание ему должно быть уделено только в тех случаях, если бы все попытки установить генетическую связь нефти с вмещающими ее породами оказались неудачными" [Архангельский, 1954, с. 321-436].

Существенный сдвиг в развитии научных идей о происхождении нефти и формировании ее залежей в Предкавказье произошло как следствие обобщения и комплексного изучения материалов по региону, произведенное Комплексной Южной геологической экспедицией (КЮГЭ) в 1952-1955 гг. (в начале: Комплексная Северо-Кавказская нефтяная экспедиция) под руководством профессора И.О. Брода.

В результате исследований выявлены основные закономерности распределения рассеянного органического вещества в разрезе мезозойских и кайнозойских отложений, соотношение битумов с вмещающими породами. Анализ связи количественного содержания и качественного состава битумов с литологическим характером отложений и сопоставление их с нефтями месторождений дали возможность выделить в разрезе мезозоя и третичных отложений нефтематеринские и региональные нефтегазоносные толщи.

Чокракско-караганские нефти восточной части северного склона Кавказа изучались в Грозненской области и Северо-Осетинской АССР лабораторией ВНИГРИ под руководством Н.Б. Вассоевича, в Дагестанской АССР - лабораторией Дагфилиала АН СССР под руководством В.Д. Патрушевой. Были установлены закономерности изменений среднемиоценовых нефтей в пределах восточной части северного склона Кавказа. Кроме того, детальная характеристика состава нефтей дала возможность произвести корреляцию нефтяных пластов отдельных промыслово-разведочных площадей.

При характеристике подземных вод мезозойских и кайнозойских отложений на территории Восточного Предкавказья были выделены области, благоприятные для образования и сохранения скоплений нефти и газа применительно к основным подразделениям мезозоя и кайнозоя.

Комплексный подход к изучению и интерпретации геологических материалов, наряду с использованием всей современной (на то время) лабораторной техники, позволило ученым экспедиции прийти к важным теоретическим и практическим выводам. В работах экспедиции впервые на научной базе обосновываются перспективы нефтегазоносности мезозоя Северного Предкавказья и дается прогнозная оценка их запасов. В разрезе мезозойских и палеоген-неогеновых отложений выделены глинистые нефтематеринские свиты, высказаны представления о формировании залежей нефти и газа в нефтегазоносных бассейнах.

И.О. Брод [1947], вслед за И.М. Губкиным [1932], развил идею о роли уплотнения пород под влиянием давления (веса) вышележащих толщ как основного геологического фактора, интенсифицирующего дальнейшее превращение органического вещества по пути битумообразования. Однако позже И.О. Брод несколько изменил свои взгляды. По его последним высказываниям, процесс нефтегазообразования рассматривается как длительный и непрерывный.

Углеводородные соединения возникают в процессе борьбы двух противоположных тенденций, при победе погружения над восходящими движениями как при малых, так и при крупных колебаниях данного участка земной коры.

Колебательные движения земной коры являются причиной, обуславливающей связь процессов осадконакопления (включая накопление органического вещества в осадке) с образованием горных пород (включая преобразование органических веществ) и тектоническими формами, возникшими в процессе этих движений (включая образование залежей горючих ископаемых, их метаморфизм и разрушение). Таким образом, нефтегазообразование является неразрывной составной частью развития земной коры и совершается в процессе движения.

При этом наблюдается не просто механическое перемещение, а главным образом сложные превращения. Эти превращения - движения, по своему характеру то биологические, то геохимические, то физико-химические, - хотя и проявляются в совокупности, но на разных этапах нефтегазообразования имеют неодинаковое значение. Битуминозные вещества, диффузно рассеяны в пелитовых породах, - это еще не нефть. Образовавшиеся углеводороды, скопившиеся в свободном виде в ловушке с образованием залежей, - это уже нефть и газ [Брод, Еременко, 1957].

Плотность глин, растущая по мере уплотнения, вместе с изменением (метаморфизмом) органического вещества позволила высказать Н.Б. Вассоеви-чу [1955] и В.А. Успенскому и др. [1958] мысль о возможности исследования этого признака для определения степени метаморфизма рассеянного органического вещества.

По мнению этих авторов, отдельные толщи пород разного возраста и в разных частях Восточного Предкавказья характеризуются наличием и различием степени преобразованного рассеянного органического вещества. Каждая из пары выделенных степеней преобразования сапропелевого органического вещества отвечает и определенной степени изменения глинистых минералов. Начальной степени соответствует преобладание неизмененных глинистых минералов, тогда как конечной - исчезновение продуктов, способных к дальнейшему преобразованию... Тем самым получают обоснование выводы о том, что глинистые минералы выполняют не каталитическую роль в преобразовании органического вещества, а изменяются, и их изменения генетически связаны с процессом битумообразования.

Изменения глинистых минералов в процессе катагенеза фиксируются в целом ряде работ. Например, Б.П. Назаревич и др. [1985] отмечают быстрое изменение монтморилонита в мезокатагенезе (Р° = 0,5-0,55) и затухание этого процесса при достижении стадии МК₄. А И.А. Брилинг [1984] обращает внимание на переориентировку частиц (листочков) глин в процессе преобразования, приводящую к появлению эффекта запирания-отпирания пор, что придает фильтрации в глинах "случайный, неустойчивый характер".

Аналогичные представления о связи нефтеобразования с глинистыми толщами складываются по Центральному и Западному Предкавказью [Темин, 1960; Егоян и др., 1962]. Наиболее сжато и четко такие представления изложены в работе В.Е. Орла [1963]: "Отложения кумского и майкопского возрастов характеризуются повсеместной битуминозностью и наличием сингенетичного пирита (напомним читателю, что в то время сероводородное заражение бассейна и, как следствие, пиритизация нефтематеринских свит считалось обязательным признаком таких свит, несмотря на уже появившуюся статью Н.И. Страхова о всеобщем заблуждении по этому вопросу, указывающего на существование восстановительной обстановки во время накопления осадков. Эти признаки могут рассматриваться как доказательство процессов битумообразования и сингенетичности заключенных в них залежей нефти и газа. Залежи образовались благодаря внутрирезервуарной миграции углеводородов из обширных глубокопогруженных областей, где терригенно-глинистые осадки майкопской серии и кумской свиты получают максимальное развитие. Можно полагать, что в процессе седиментации майкопских и кумских осадков шло накопление рассеянных органических веществ с последующим выделением из них битумов, в том числе и наиболее подвижной их части, представленной углеводородами.

При погружении под весом вышележащих осадков происходило уплотнение, больше всего оказывающееся в глинистых и глинисто-алевролитовых породах. В процессе уплотнения углеводороды, растворенные в воде, заполняющие субкапиллярные поры, перемещались вместе с ней в песчаные пласты и оказывались растворенными в насыщающей их воде. Попадая в условия пониженных давлений в ловушках, являющихся элементами природных резервуаров, из воды происходило выделение растворенных УВ, которые и заполняли постепенно ловушки" [Орел, 1963, с. 186]. В 1955 г. были опубликованы [Вассоевич, 1955], диагностические признаки нефтематеринских формаций: субаквальные породы, образовавшиеся при различной солености водоемов и содержащие органический углерод в количествах выше кларковых; повышенная битуминозность; чередование глинистых пород с песчано-алевритовыми; восстановительные условия в стадии диагенеза (присутствие в породе карбонатов и сульфидов железа).

Складывающиеся представления об образовании нефти в материнских породах (преимущественно глинистых) существенно осложнили проблему. Возникла целая серия новых вопросов. Если нефть образуется в нефтематеринских породах, то какова характеристика этих пород, где и как они распространены в осадочном бассейне? В каком физическом состоянии там находятся углеводороды, под действием каких сил и когда переходят в коллекторы (первичная миграция?). Когда и как УВ движутся в коллекторах и образуют залежи нефти и газа? Как связан состав нефтеи и газов в залежах с условиями происхождения УВ и образованием их залежей?

Публикация серии работ М.А. Капелюшникова, Т.П. Жузе, Л.С. Закс, Т.С. Ушаковой [1952] и других авторов по ретроградной растворимости нефтей в природных газах вызвало появление взглядов на возможность первичной миграции нефти в ретроградном растворе (т.е. в газовой фазе). Такие представления высказывались И.О. Бродом, Т.П. Жузе и др. Однако подобрать условия в природе для такого процесса оказалось достаточно сложно. Помимо высоких температур и давлений, требовалось большое количество газов, не соизмеримое с запасами природного газа. Кроме того, ограничения накладывались химическим составом нефти и газа, а также присутствием воды, которая резко сдвигает наступление однофазового состояния в сторону более высоких температур и давления. М.С. Бурштар и И.В. Машков [1963] пытались развить эту идею дальше. По их мнению, поскольку нефть в воде практически не растворима, то она (нефть) сперва растворяется в газе, а затем уже как газ по закону Генри в воде и в таком дважды растворимом состоянии мигрирует. Идея маловероятная. Физико-химический ретроградный раствор при растворении в воде должен вести себя в соответствии в законом Рауля. Каждый из составляющих его компонентов будет вести себя независимо, в соответствии со всеми физико-химическими свойствами и парциальным давлением. Растворение единого в воде "ретроградного газонефтяного раствора" не произойдет, и перенести его куда-либо в растворенном состоянии в воде невозможно.

Серьезную работу в этом направлении опубликовали Л.А. Польстер, Ю.А. Висковский, А.Н. Гусева, Е.И. Парнов и А.Г. Пласкова. "Несмотря на обилие противоречивых представлений о формах и возможных механизмах первичной миграции, к настоящему моменту можно считать более или менее установленным, что из всех гипотез начальной миграции углеводородов право на существование сохранили только две миграции УВ в воднорастворенном состоянии и в однофазном растворе сжатых газов" [Польстер и др., 1967].

К этому же периоду относится появление и развитие взглядов на струйную миграцию флюидов по В.П. Савченко, допустимую не только для межрезервуарной миграции, но на поздних стадиях развития и для нефтематеринских свит.

В середине XX века два идейных гиганта в геологии нефти и газа работали на Северном Кавказе - профессор И.О. Брод и его наследник по кафедре МГУ профессор (в дальнейшей член-корреспондент АН СССР) Н.Б. Вассоевич. Нефтяные и газовые месторождения Северного Кавказа являлись той "лабораторией", в которой эти ученые "проявляли", а затем проверяли свои идеи. Разумеется, они широко использовали хорошо им известный материал по всему Союзу и Зарубежью, но "возбуждающим импульсом" служили материалы именно по этим районам.

Н.Б. Вассоевич [1967], со ссылкой на В.А. Успенского, отмечает: "...слагающие нефть компоненты рождаются не все сразу" и далее, что по его мнению, лучше бы было говорить не об "источнике", а "о стадиях возникновения УВ, отвечающих этапам литогенеза...". Об этом И.О. Брод [Брод и др., 1947] писал: "Но углеводородные соединения, рассеянные в породе, - это еще не нефть". С момента отложения осадка сначала образуются разнообразные известные в природе органические соединения. Смеси же жидких УВ (нефть), по-видимому, возникают в процессе образования их залежей в коллекторах". Таким образом, по идеям И.О. Брода, на разных стадиях превращения органического вещества, на разных стадиях литогенеза могли образовываться различные компоненты, входящие в состав нефти. Сама же весьма сложная химическая система, именуемая нефтью, образуется лишь в коллекторах в процессе образования залежей. Поэтому И.О. Брод не мог принять термин "микронефть", ибо рассеянные в породах углеводородные и неугловодородные органические соединения, по его мнению, не являются ни "микро-", ни "макронефтью".

Говоря о преобразовании ОВ в нефть, нельзя обойти молчанием вопрос о •факторах превращения. В своих работах И.О. Брод неоднократно возвращался к рассмотрению влияния различных факторов на преобразование ОВ в нефть. В ранних работах, он, как и большинство других исследователей того времени, отдавал предпочтение теплу. Именно теплу, а не температуре, так как подчеркивал роль времени в этом процессе. Однако в последующем И.О. Брод изменил свои взгляды. Так, в работе 1957 г. [Брод, Еременко, 1957] он считает, что большинство разобранных факторов может оказать то или иное влияние на процессы образования нефти. Основная ошибка большинства схем преобразования в нефть ОВ заключается в приписывании исключительной роли какому-либо одному фактору. При этом явления отрывают от естественной природной обстановки, где все эти факторы действуют, взаимно переплетаясь. Перенос лабораторных опытов в природную обстановку без учета ее многообразия всегда приводит к подобным ошибкам. Кроме того, каждому фактору в таких случаях приписывается активное энергетическое воздействие на исходное ОВ. В то же время, до последних лет энергетическая сторона проблемы никогда серьезно не рассматривалась. А ведь представляется естественным, что ОВ само по себе обладает достаточно высоким запасом энергии для последующих преобразований. Безусловно, запас энергии живого организма ила ОВ значительно больше запаса энергии нефти или угля.

Процесс преобразования веществ с потерей энергий является обычным для земной коры.

Для идей И.О. Брода было характерно стремление охватить проблему в целом, взаимоувязывать последовательно все процессы между собой в единую стройную схему: от живых организмов, условий их обитания через осадки и стадии литогенеза, миграцию и формирование залежей к нефтегазоносным бассейнам и провинциям, к рассмотрению явления в целом как явления, обычного в процессе развития земной коры. Здесь мы подходим к представлению о "цикличности нефтеобразования".

В развитии идей И.О. Брода проблема цикличности нефтегазообразова-ния рассматривается как процесс, охватывающий все явления от накопления органических веществ до образования залежей нефти и газа, их разрушения, от процессов образования нефти до нефтегеологического районирования. Как известно, в цикле нефегазообразования выделяется четыре этапа. На первых двух этапах геологическая форма движения материи сопровождалась в ОВ переходом энергии от высших форм (биологической и химической) к низшим (тепловой и механической). Теперь исходные для образования нефти вещества (микронефть, по Н.Б. Вассоевичу) оказались в рассеянном состоянии. Их дальнейшая миграция с образованием залежей представляет собой концентрацию энергии из рассеянной формы, что не может быть произведено за счет собственной внутренней энергии. Если энергетически два первых цикла нефтегазообразования могли осуществляться за счет мобилизации внутренней энергии ОВ, для III этапа необходимо приложение энергии извне. Источник такой энергии следует искать в геологических процессах - в тектонических движениях. Поэтому III этап должен связываться с существенной перестройкой нефтегазоносных бассейнов, нарушением установившихся в них равновесий, возникновением сил, обусловивших изменение потенциала энергии флюидов, оказавшихся к этому времени в резервуарах. Процесс формирования эалежей в этом случае может рассматриваться как процесс, сопутствующий выравниванию энергии флюидов в пластах при общей направленности процесса в сторону достижения уровня Мирового океана (условный нулевой уровень потенциальной энергии флюидов).

Одной из самых больших заслуг Н.Б. Вассоевича явилось создание учения о "главной фазе" [Вассоевич и др., 1969]. Еще ранее, упомянутый А.Д. Архангельский [1926} отмечал сходство рассеянного ОВ с углем. Исходя из этого, Н.Б. Вассоевич для создания своей классификации стадийности процессов нефтегазообразования использовал шкалу "метаморфизма" углей Донбасса. Первоначально [Вассоевич, 1967] главная фаза генерации соответствовала изменениям углистого вещества в интервале 80-150 ^оС. Затем температурные интервалы были несколько изменены. Так, в 1975 г. Н.Б. Вассоевич [Вассоевич, 1975] отмечает, что главная стадия или, как ее чаще называют главная фаза нефтегазообразования (ГФН), наступает при достижении материнскими породами зоны мезокатагенеза (температурный минимум 60 °С). Резко усиливается новообразование УВ, в том числе впервые - низкомолекулярных. Максимум обычно приходится на ступень катагенеза материнских пород, которая отвечает по шкале "метаморфизма" углей Донбасса углям марки Г, для подстадии мезокатагенеза указывается на глубинах 2,7-8 км и температурах 210-280 °С. Любопытно, что зона глубин и температур мезокатагенеза, соответствующая "главной фазе", не совпадает с зоной распространения основных запасов нефти, которая находится в интервале от 1-2 км. Разрыв составляет от 0,7 до 7 км. Учитывая, что мощность некоторых нефтегазоносных формаций не превышает 300 м, сторонникам "главной фазы" придется встать на позицию обязательного формирования залежей за счет вертикальной миграции. Мы не отрицаем возможности образования залежей нефти за счет дальней вертикальной миграции, но считаем, что обычно вертикальная миграция ограничивается нефтегазоносной формацией.

Следует полностью согласиться с Н.Б. Вассоевичем [1975] в том что для нефтяников, составляющих наиболее многочисленную группу геологов, первостепенный интерес представляют осадочные циклы (ОЦ), ибо в роду всех стадий осадочного породообразования, всех этапов литогенеза решающее значения для развития нефтегазообразования имеет стадия седиментогенеза, т.е. рождение (генезис) того или иного осадка. Он может быть (стать) нефтематеринской породой, хорошим или плохим коллектором, или флюидоупором. Диа-, ката-, мета- и гипергенетические изменения во многом зависят от начального типа осадка. Таким образом, если стадийность превращения органических веществ связывается или может быть связана с циклами литогенеза (по Н.Б. Вассоевичу), то "нефтегазонакопления" должны связываться с геотектоническим развитием крупных участков коры с осадочными циклами.

В стадийности превращения органических веществ подчеркивается необратимость процесса преобразования для данного ОВ, находящегося в данной литологической толще. В цикличности процессов нефтегазообразования подчеркивается повторяемость или возможность повторяемости процессов нефтегазообразования для данного участка земной коры, но для разных литологических (осадочных) толщ. Учение о "главной фазе", "нефтяное окно" в зарубежной литературе получило очень широкое распространение. Оценка перспектив нефтегазоносности бассейнов, время образования УВ и формирования их залежей определялись с позиций этого учения.

А.Э. Конторович справедливо считает, что "в зависимости от глубинных процессов формируются во времени и скорость накопления осадков и тепловой поток. Как следствие, скорость генерации УВ в НГБ, общая масса генерируемых в единицу времени УВ хаотически незакономерно меняются во времени, что даже в двух бассейнах близкими могут оказаться и неизбежно окажутся в той или иной мере разнящиеся НГР и неидентичный набор наиболее крупных скоплений УВ" [Контороович, 1991, с. 29-44]. К хаотичному распространению УВ и битумов в породе вернемся несколько позже.

Признавая катагенетическую схему Н.Б. Вассоевича, Н.Д. Еременко никогда не соглашался с выделением "главной фазы" по температурному интервалу как универсальной, единственной и одноактной. Эти положения противоречат представлениям о длительности и непрерывности процессов неф-теобразования. Вызывает сомнения в сам процесс выделения в разрезе "главной фазы". Выделение "главной фазы" нефтеобразования во всех разрезах независимо от возраста слагающих пород производится по повышенному содержанию хлороформенного битумоида и УВ в нем. Возникает вопрос: почему "главная фаза нефтеобразования" во всех породах независимо от их возраста наблюдается именно сегодня? Для термокаталитических реакций температурный интервал 80-170 °С явно недостаточен. В какой степени здесь допустимы замены температуры количеством тепла? И, наконец, если за счет каталитических и биокаталитических процессов это допустимо, то не может ли нижний предел быть опущен значительно ниже, например до 40 ° С (биокатализ)? Биокаталитические процессы преобразования ОВ, которые никогда никем не отрицались, наиболее интенсивно протекают в интервале температур 40-60 °С, поэтому значение нижнего интервала порядка 40 °С представляется вполне логичным.

Еще в 1949 г. Н.А. Еременко, СП. Максимов, Б.А. Тхостов на Северо-Восточном Кавказе выделяли пять циклов битумообразования, связанных с промежутками геологического времени между орогенетическими фазами (не следует путать с пятью степенями преобразования ОВ, приведенного выше). Было выделено пять циклов битумообразования: 1) до донецкой складчатости, затухающей в аалене; 2) между донецкой и адыгейской, охватывавшей период байосса и бата; 3) между адыгейской в ларамийской (верхняя юра и мел); 4) между ларамийской и савской фазами (палеоген); 5) период, охватывающий среднеплиоценовое время.

Со временем проявления орогенических фаз авторы связывали формирование залежей нефти и газа. В цикле нефтегазообразования (ЦНО) они выделяют четыре этапа: 1) накопление ОВ; 2) преобразование ОВ с образованием УВ; 3) региональная миграция и образование залежей УВ; 4) переформирование в разрушение залежей.

Этапы ЦНО непосредственно связаны между собой, обычно последовательно перекрывают друг друга (каждый последующий зарождается в недрах предыдущего и продолжается в последующем) и наследуют особенности как в составе органических веществ, так и УВ. Особенности распределения региональных ЦНО во времени и пространстве позволили авторам [Максимов и др., 1976] сгруппировать их в более крупные единицы и мегациклы. Под мегациклами понимается совокупность ЦНО, объединяемых единым этапом тектогенеза, в течение которого в бассейне нефтегазообразования существовали близкие климатические условия и специфический состав органических веществ.

СП. Максимов с соавторами [1979] отмечают глубокую взаимосвязь между существованием Земли как космического тела и развитием неживой и живой природы, а именно: крупными тектоническими движениями, эволюцией химического и изотопного состава вод океана, изменениями атмосферы, климата и органической жизни, что в конечном итоге проявилось в мегацикличес-ком характере нефтегазообразования. Первоначальные различия биомассы и фациальных условии осадконакопления привели к образованию материнских пород, ОВ которых различается по количеству и составу. Генерируемые ими УВ неодинаковы по химическому составу, структуре, а также по соотношению изотопов серы, водорода в углерода. Для потенциальной оценки запасов нефти и газа важно, что мегациклы неравноценны по запасам нефтей и газа и по типам нефтей.

А.Д. Архангельский [1954] уже в 1927 г. обосновывал нефтематеринские свойства майкопских глин. Далее эта точка зрения подтверждалась многочисленными исследователями [Чепак и др., 1983].

Морские олигоценовые глины содержат сапропелевое ОВ, основным источником которого были планктонные синезеленые водоросли. Глины характеризуются в среднем повышенной концентрацией ОВ - от 1,2-2 до 2,5-3,5 %, т.е. превышающей кларк для палеогена в 1,3-1,8 раза. Степень катагенеза ОВ, по данным Г.М. Парпаровой, достигает на глубине 2—2,4 км градации МК,, а на глубине до 3,5-3,6 км - градации МК₂.

Залегающие в основании мощной преимущественно глинистой толщи май-копа олигоценовые глинистые материнские породы уплотнялись при погружении и генерации летучих продуктов весьма неравномерно. По материалам геофизических исследований (использованы все скважины) выявлены две системы разрезов - открытая и закрытая. Первая - открытая -система выделена по закономерностям уплотнения глин (К_уп = 1,0-1,4), снижениям пористости до величин, характерных для геостатической нагрузки на данной глубине, отсутствиям или небольшим (К_оп = = 1,0-1,3) избыточным поровым давлением вследствие достаточно свободного оттока флюидов. Вторая - закрытая система - характеризуется аномалийно низким уплотнением глин на данной глубине (К_уп = 1,5-2,0), аномально повышенной пористостью, развитием высоких поровых давлений, значительно превышающих гидростатическое (К_оп = 1,3-1,6), что является следствием затрудненного оттока флюидов, в том°числе генерировавшихся органических веществ в катагенезе летучих продуктов [Неручев и др., 1992, с. 26].

В "закрытой" системе при аномалийно высоких давлениях активная импульсная генерация нефти на ГФН проявляется в зоне глубин 1,5-2,4 км. Максимально интенсивность генерации газообразных продуктов (в основном СО₂) проявилась в начале катагенеза, после чего газообразование значительно снизилось, а на основном этапе проявления ГФН почти прекратилось. В углеводородном газе значительную роль играли гомологи метана.

В "открытой" системе при давлении, близком к нормальному, динамика генерации продуктов термической деструкции ОВ значительно различается и заканчивается на меньшой глубине. Довольно значительная интенсивность генерация газообразных продуктов наблюдается не только в зоне протоката-генеза, но и в зоне проявления ГФН.

Весьма значительные различия между "закрытой" и "открытой" системами по, отношению генерирующихся жидких и газообразных продуктов в зоне ГФН. В "закрытой" системе при аномалийно высоком давлении отношение нефти к газу около 1,7, а в "открытой" при близком к нормальным гидростатическим давлениям не превышают 0,2, т.е. генерируются преимущественно газообразные углеводороды.

Деструкция ОВ с образованием значительного количества жидких и газообразных продуктов (до 60 % ОВ) сопровождается увеличением объема вещества в 150-200 раз при нормальных условиях (1 атм, 20°С), а в пластовых в 1,5-2 раза... В зонах свободного оттока флюидов процесс развивался совершенно иначе. Благодаря постоянному оттоку УВ происходило почти нормальное уплотнение глин. Минимумом перового давления характеризовалась нижняя часть пачки, что обеспечивало основное направление миграции генерировавших УВ вниз по разрезу.

Большинство нефтематеринских толщ в период своего уплотнения и интенсивного преобразования ОВ по гидродинамической обстановке находятся в части разреза, характеризующейся злизионным режимом. Наличие элизи-онного режима всегда вызывает дифференцированность поровых давлений по вертикали и простиранию. Таким образом, в пределах объема материнской толщи значения порового давления могут существенно различаться.

Нефтематеринские свиты находятся в крайне напряженном энергетическом состоянии. Такая система стремится к равновесному состоянию. Выравнивание энергетической неоднородности происходит за счет как перераспределения энергии внутри системы (материнской толщи), так и передачи ее (вместе с флюидами) в соседние пласты с меньшим уровнем потенциальной энергии. Этот процесс неизбежно сопровождается упругими, пластичными и разрывными (гидроразрыв) деформациями пород.

Процесс первичной миграции имеет несколько (может быть три) этапов. Первый этап связывается с удалением из ОВ вновь образовавшихся соединений (в том числе УВ) - в большинстве случаев эта стадия так или иначе обусловлена различными видами десорбции. Второй этап - перемещение образовавшихся соединений, входящих в состав нефти, в соседствующие объемы материнской толщи (например, из закрытых пор в открытые или в соседние микротрещины); предполагаются различные механизмы и источники энергии. Третий этап - собственно переход из материнской толщи в коллекторы или другие полости, являющиеся путями для вторичной миграции (трещины, поверхности наслоения и несогласия, стилолитовые швы и т.д.). Говоря о первичной миграции, наиболее часто подразумевают именно третий этап.

Первичная аккумуляция неразрывно связана с первичной миграцией. Большинство схем по миграции базируется на молекулярном уровне перемещения вещества; да и сам процесс образования УВ из органических веществ происходит на молекулярном уровне. Следовательно, каждая сопряженная схема первичной миграции и аккумуляции должна предусматривать обоснование перехода от молекулярного уровня к массе вещества, перемещение которого контролируется законами механики.

В 40-х годах широкое распространенно получила гипотеза о формировании залежей газа за счет газов, растворенных в воде (В.П. Савченко, А.Л. Козлов, Н.П. Ростовцев и др.). Физически явление вполне возможное, если резервуар с насыщенной газом водой испытывает снижение пластового давления (например, вследствие подъема территории). В этом случае вода за пределами газовых залежей должна быть полностью насыщена газом. Похожая схема была предложена Ю.В. Терновым [1976] для объяснения формирования залежей газа в хадумских отложениях Ставрополья (Центрального Предкавказья). По его мнению, перепад между пластовым и геостатическим давлениями на границах хадумского коллектора с перекрывающими и подстилающими его глинами достигает около 150 атм. Можно предположить, что в результате этого большая часть выжимаемого в коллектор газа, растворенного в поровых водах, сразу же переходит в свободную газовую фазу... Как показывают расчеты, для выделения газа в свободную газовую фазу необходимо весьма короткое время — 3,5 тыс. лет, т.е. пластовая вода должна пройти путь по региональному подъему, равный