Содержание к диссертации
Введение
1 Состояние изученности глубокопогруженных отложений 8
2 Геологическое строение и нефтегазоносность глубокопогруженных отложений Ногайской ступени и северного борта Терско-Каспийского передового прогиба
2.1 Литолого-стратиграфическая характеристика палеозойских и мезозойских отложений
2.2 Тектоническое строение 30
2.3 История геологического развития территории 40
2.4 Нефтегазоносность глубокопогруженных отложений
2.4.1 Характеристика регионально нефтегазоносных комплексов
2.4.2 Породы-коллекторы и флюидоупоры 53
2.4.3 Признаки нефтегазоносности 64
2.5 Гидрогеологические условия и термобарический режим 73
2.5.1 Гидрогеохимическая и гидродинамическая характеристика водоносных горизонтов
2.5.2 Современное геотемпературное поле 80
2.5.3 Пластовые давления 97
3 Модель нефтегазообразования и нефтегазонакопления 106
3.1 Геохимическая характеристика органического вещества палео зойских и мезозойских отложений
3.1.1 Закономерности распределения, условия накопления и захоронения органического вещества палеозойских и мезозой ских отложений
3.1.2 Характеристика нефтегазоматеринских свойств по род 127
3.2 Условия реализации нефтегазоматеринского потенциала и ге
нерации нефти и газа в мезозойских отложениях 144
3.2.1 Катагенез органического вещества пород
3.2.2 Модель генерации нефти и газа в палеозойских и мезозойских отложениях 156
3.3 Условия формирования углеводородных скоплений в глубоко погруженных отложениях палеозойского и мезозойского возраста 166
3.3.1 Общая схема формирования залежей
3.3.2 Время формирования залежей УВ 169
4. Оценка перспектив нефтегазоносности глубокопогруженных отложений 174
4.1 Оценка фазового состояния углеводородных скоплений
4.2 Оценка ресурсов углеводородов 181
Заключение 199
Список использованной литературы
- История геологического развития территории
- Гидрогеологические условия и термобарический режим
- Закономерности распределения, условия накопления и захоронения органического вещества палеозойских и мезозой ских отложений
- Условия формирования углеводородных скоплений в глубоко погруженных отложениях палеозойского и мезозойского возраста
Введение к работе
Актуальность работы.
Глубокозапегающие отложения юго-восточной части Ставропольского края еще в 80-х годах прошлого века были выделены в качестве одного из основных направлений поиска и разведки углеводородных скоплений. В настоящее время это направление не потеряло своей актуальности в связи со снижением прироста запасов углеводородов и постепенной выработкой залежей в продуктивных горизонтах, залегающих на малых и средних глубинах.
Разрез глубокопогруженных отложений Ногайской ступени и северного борта Терско-Каспийского передового прогиба (ТКПП), вскрытый бурением в пределах территории Ставропольского края, включает все известные в Предкавказье регионально нефтегазоносные комплексы мезозойского возраста. Признаки нефтегазоносности установлены в 40 из 70 пробуренных на исследуемой территории глубоких скважин в верхнемеловых, валанжин-берриасских, юрских, верхнетриасовых и каменноугольных отложениях.
В соседних нефтегазоносных районах хорошо известны залежи нефти, газа и конденсата в одноименных отложениях. На территории Ногайской ступени и северного борта ТКПП пока не выявлена нефтегазоносность лишь палеозойского комплекса. Залежи нефти установлены в пределах северного борта ТКПП (месторождения Советское, Курское). Однако в целом состояние изученности глубокозалегающих отложений все еще остается весьма низкой Проведение здесь геологоразведочных работ на нефть и газ требует детального изучения геологического строения и нефтегазоносности исследуемого комплекса отложений, в частности, закономерностей формирования литолого-фациального состава пород, содержания в породах органического вещества (ОВ) и степени его преобразования, вопросов генерации, миграции, аккумуляции углеводородов (УВ), качественной и количественной оценки перспектив нефтегазоносности.
Цель работы.
Основной целью проектируемых работ является оценка перспектив нефтегазоносности глубокопогруженных корїШгжхга--горн«х пород мезозой-
4 скою и палеозойского возраста в пределах юго-восточной части территории Ставропольского края.
Основные задачи исследований.
-
Изучение геологического строения глубокопогруженных (более 4500м) отложений мезозойского и палеозойского возраста.
-
Разработка модели нефтегазообразования и нефтегазонакопления
-
Качественная и количественная оценка перспектив нефтегазоносности больших глубин в пределах изучаемой территории
Научная новизна.
-
Составлены уточненные структурные карты поверхностей основных стратиграфических подразделений мезозойского и палеозойского возраста.
-
На базе нового фактического материала выполнены палеоструктурные, палеогеоірафические и литолого-фациальные построения по наиболее перспек-швным сточки зрения региональной нефтегазоносности комплексам пород.
-
Предложена модель генерации нефти и газа органическим веществом і лубокопогруженных мезозойских и палеозойских отложений и формирования скоплений УВ.
4 Выявлены наиболее перспективные зоны для проведения первоочередных геолої оразведочных работ на нефть и газ
Основные защищаемые положения.
1 Закономерности распределения ОВ в глубокопогруженных отложениях Ногайской ступени и северного борта ТКПП.
2. Глубинная и площадная катагенетическая зональность ОВ глубокопогруженных палеозойских и мезозойских отложений.
3 Качественная и количественная оценка перспектив нефтегазоносности глубокопогруженных отложений Ногайской ступени и северного борта ТКПП (территория Ставропольского края)
Реализация результатов работы. Полученные автором результаты использованы при выборе основных направлений и планировании геологоразве-
5 дочных работ на нефть и газ в пределах Ставропольског о края и сопредельных территорий.
Апробация и публикации. Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на Региональной научно-технической конференции «ВУЗовская наука - Северо-Кавказскому региону» (Ставрополь, 1997, 2000, 2002, 2003, 2004, 2005); II Международной конференции «Тектоника и нефтегазоносиость Азово-Черноморского региона в связи с нефтегазоносно-стью пассивных окраин континентов» (Симферополь, 2000); Межрегиональной конференции «Студенческая наука - экономике научно-технического прогресса», СевКавГТУ (Ставрополь, 2000); V Международной конференции «Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа» (Москва 2001); V Международной конференции «Геодинамика и нефтегазоносное гь Черноморско-Каспийского региона» (Симферополь 2001); Всероссийской конференции «Приоритетные направления поиска крупных и уникальных месторождений нефти и газа» (Москва, 2003); Международной научной конференции «Динамокатагенез нефтегазоносных бассейнов» (Ростов-на-Дону - Аксай, 2003); II Международной научно-практической конференции студентов, аспирантов и научных работников «Международные и отечественные технологии освоения природных минеральных ресурсов и глобальной энергии» (Астрахань, 2003); ХХХШ Научно-технической конференции по итогам работы профессорско-преподавательского состава, аспирантов и студентов СевКавГТУ за 2003 год (Ставрополь, 2003); Научно-практической региональной конференции «Стратегия развития минерально-сырьевого комплекса Приволжского и Южного федеральных округов на 2005 и последующие годы» (Саратов, 2004).
По теме диссертации опубликовано 17 работ. Результаты проведенных исследований отражены в 7 научно-исследовательских отчетах НИИ проблем и новых технологий в нефтегазовой промышленности СевКавГТУ.
Фактический материал В основу диссертационной работы положены результаты научных исследований, выполненных автором в период с 1997 по 2005 годы, данные бурения и геофизических исследований глубоких скважин,
сейсмических работ МОВ-ОГТ, изучения керна и другие материалы научных и производственных организаций (ГУ МГТР России по Ставропольскому краю, АООТ «Ставропольнефтегеофизика», ОАО«СевКавНИПИгаз», ЗАО«Юг-Георесурс», ОАО «НК «Роснефть»-Ставропольнефтегаз», МГУ, ИГиРГИ, НИИ ПНТ НП СевКавГТУ и др.).
В работе использованы геологические, геофизические, геохимические и гидрогеологические материалы по 374 скважинам, пробуренным на территории Центрального и Восточного Предкавказья (в т.ч. 70 скважин в пределах изучаемой территории). С целью изучения вопросов нефтегазообразования и неф-тегазонакопления выполнен ряд аналитических исследований образцов горных пород мезозойского и палеозойского возраста в специализированных лабораториях ВНИГРИуголь, ИГиРГИ и др.:
-
Отражательная способность витринита - 476 определений
-
Пиролитические исследования ОВ пород в модификации «Rock-Eval» -398 определений.
3 Содержание органического углерода в породах - 98 определений
4. Люминесцентно-битуминологический анализ- 210 определений.
Объем работы. Диссертация состоит из введения, 4 глав и заключения, изложенных на *(.! страницах, иллюстрируется 82 рисунками, 3 таблицами и сопровождается списком литературы из 105 наименований.
Автор выражает глубокую благодарность научному руководителю кандидату геолого-минералогических наук, доценту, заведующему кафедрой геологии нефти и газа СевКавГТУ, действительному члену Международной академии минеральных ресурсов, члену-корреспонденту Академии технологических наук РФ Ярошенко Анатолию Андреевичу за консультации и помощь в период подготовки диссертации. Автор выражает признательность за научную поддержку и конструктивное обсуждение различных аспектов диссертационной работы Гордадзе Г.Н , Ермочкину В И., Резникову А.Н., Чахмахчеву В.А. Автор благодарит коллектив кафедры геологии нефти и газа СевКавГТУ за внимание и поддержку.
История геологического развития территории
Происходящее в последнее время снижение прироста запасов углеводородного сырья в продуктивных горизонтах, залегающих на малых и средних глубинах, и постепенное истощение содержащихся в них залежей нефти, газа и газоконденсата на территории Предкавказья требует расширения сферы нефтегазопоисковых работ и привлечения новых объектов разработки. К числу таких объектов относятся глубокозалегающие отложения мезозойского и палеозойского возраста на территории Ставропольского края (рис.1), которые могут стать одним из важнейших резервов наращивания потенциальных ресурсов углеводородного сырья.
В настоящее время большие глубины являются одним из важнейших объектов наращивания потенциальных ресурсов нефти и газа не только в нашей стране, но и за ее пределами. Помимо практической значимости опыт открытия залежей нефти и газа на глубинах свыше 4000м определенным образом влияет на развитие геологической науки, позволяет по-иному взглянуть на механизм формирования глубокопогруженных отложений, вносит коррективы в представления о тектоническом строении отдельных регионов.
Основная проблема освоения больших глубин связана с отсутствием общетеоретических вопросов прогноза нефтегазоносности больших глубин. Поэтому применение метода аналогий при обосновании перспектив нефтегазоносности глубокопогруженных отложений может привести к серьезным ошибкам.
Понятие «глубокозалегающие отложения» различными исследователями трактуется по-разному. Одни включают в это понятие часть осадочных пород, погруженных на 4 - 5км и более и считают, что начиная с этого интервала разреза залежи УВ находятся в жестких термобарических условиях -С (Э.В. Чайковская, 1973г., А.А. Ханин, 1979г., В.П. Якуцени, 1981г., Г.Х. Ди-кенштейн, 1985г.). Другие полагают, что понятие «глубокозалегающие отложения» относится к нижней части осадочных образований, заполняющих глубокие прогибы фундамента (С.Н. Симаков, К.А.Аникеев, Т.П. Артемов-скаяи др., 1986г.).
Залежи нефти, газа и конденсата в мезозойских отложениях хорошо известны в соседних нефтегазоносных районах (рис.2). Установлены они и в пределах северного борта ТКПП (месторождения Советское, Курское). Со времен послевоенного этапа геологоразведочных работ открыты сотни залежей, в разрезе которых промышленная продуктивность начинается с палеогеновых отложений. Имеются признаки нефтегазоносности и палеозойских отложений фундамента Скифской плиты. Однако состояние изученности глубокозалегающих отложений на территории Ногайской ступени и северного борта ТКПП все еще остается весьма низкой и в основном не выходит за пределы регионального этапа геологоразведочных работ на нефть и газ. Главной особенностью Ногайской ступени и ТКПП, выдвигающей их в разряд наиболее перспективных объектов поиска УВ, является, во-первых, сульфатно-галогенная толща, мощностью до 2500м верхней юры, обладающая высокой изолирующей способностью, благоприятствующей формированию и консервации УВ скоплений. Наличие такой мощной галогенной толщи при благоприятных предпосылках позволяет ожидать высокую степень запе-чатанности подсолевых и межсолевых залежей. Во-вторых, в структурном плане Ногайская ступень и ТКПП относятся к области общего регионального погружения и являются наиболее опущенными участками Восточного Предкавказья, где абсолютные отметки, например, кровли нижнего мела достигают -5000м, палеозой в отдельных участках залегает на глубинах до -14000м. В пределах территории Ставропольского края пробурено более 190 глубоких поисково-разведочных скважин, в том числе около 70 глубоких скважин пробурено в пределах Ногайской ступени и северного борта ТКПП
Гидрогеологические условия и термобарический режим
Развита в районе Степновского поднятии (Отказненская структура), Наримановской и Бортовой площадей. .Цитологически представлена плотными массивными сероцветными известняками, реже доломитами. В верхней части разреза толщи (Чегем-Гунделеновская площадь) выделяется пачка трещинно-кавернозных органогенно-обломочных известняков (верхняя тре-щинно-кавернозная пачка толщиной 25-30 м). В нижней части толщи выделяется нижняя трещинно-кавернозная пачка известняков (устричный горизонт), залегающая непосредственно на размытой поверхности соленосной толщи. Общая толщина межсолевой известняковой толщи составляет 70-90 м - на северном борту ТКПП.
По сравнению с нижней соленосной толщей она имеет значительно меньшее площадное распространение. Породы толщи пройдены бурением на Советской, Сизовской, Курской и Уваровской площадях. На Степновской, Сухопадинской, Соломенской и Отказненской площадях пласты каменной соли этой толщи отсутствуют. Здесь вскрыты лишь ее пестроцветные сульфатно-карбонатные и красноцветные терригенные аналоги. На западе, в пределах Марьинской и Лысогорской структур, установлены аналоги верхней соленосной толщи. В скважине 4 Лысогорская среди пестроцветных пород отмечены галопелиты. Толщина верхней галитовой толщи - до 100 м. Сульфатно-карбонатная субформация J3U Отложения представлены верхнетитонской надсолевой толщей ангидритов и доломитов с подчиненными прослоями известняков, в различной степени доломитизированных аргиллитов с примесью песчаного материала. В кровельной части карбонатно-сульфатной толщи в ряде скважин Марьинской и Лысогорской площадей керновым материалом подтверждено наличие известняков, которые, возможно являются аналогами нефтегазоносных над-солевых известняков Терского и Сунженского хребтов (Малгобек 28
Вознесенское, Харбижинское и другие месторождения). Наибольшая толщина отложений сульфатно-карбонатной субформации верхнего титона отмечается в юго-западной части рассматриваемого региона. К западу от линии Зольская-Чегем-Гунделеновская практически вся толща карбонатно-сульфатных пород замещается известняками.
Меловая система К Нижний отдел Ki В основании нижнемеловых отложений в пределах Ногайской ступени и северного борта ТКПП залегают берриасские сульфатно-карбонатные и валанжинские карбонатные отложения неокомского надъяруса. Карбонатные породы представлены известняками, мергелями, доломитами. Сульфитизация выражается в присутствии ангидрита в виде гнезд, тонких прожилков или отдельных зерен, а также в наличии мелких (0,1 - 0,2мм) зернистых, кристаллических агрегатов пирита и тончайших ( 0,1мм) каемок сульфидов вокруг структурных компонентов породы. Широко развиты литологические разности, обогащенные песчано-глинистым материалом. Породы отличаются высокой уплотненностью, сцементированостью, крепостью. В структурном отношении породы в основном микро- и тонкозернистые, реже отмечаются ор-ганогенно-обломочные разности.
Отложения готеривского и барремского ярусов сложены песчаниками и алевролитами с прослоями карбонатных песчаников и известняков. Отложения аптского и альбского ярусов представлены зеленовато-серыми песчаниками и темно-серыми алевролитами. В западном и южном направлениях отдельные прослои песчаников и алевролитов замещаются глинисто-аргиллитовыми породами, залегающими в виде прослоев среди песчано-алевритовых пород.
Общая толщина нижнемеловых отложений составляет 1300м. Верхний отдел К2 Верхний отдел меловой системы представлен карбонатной формацией и сложен белыми, светло-серыми и темно-серыми известняками микрозернистой и мелоподобной структуры с подчиненными прослоями мергелей и кар-бонатно-терригенных пород. В пределах изучаемой территории отложения верхнего отдела представлены всеми известными в Предкавказье ярусами.
Сеноманский ярус в пределах Восточного Предкавказья представлен песчано-алевритовыми отложениями небольшой толщины (3 - 7м). В пределах Советско-Курской структурной зоны сеноман сложен карбонатными отложениями - известняками и мергелями.
Туронский и коньякский ярусы в пределах изучаемой территории представлены серыми известняками и мергелями, в различной степени обогащенными глинистым и песчанистым материалом, толщиной до 40м.
Отложения сантонского яруса представлены глинистыми известняками и мергелями. Толщина их увеличивается на юг до 35-40м.
Толща кампанского яруса состоит из нижней известняковой пачки и верхней известняково - мергельной. Толщина отложений изменяется в значительных пределах от 100м до 70м в северной части Советско-Курской площади.
Маастрихтский ярус в пределах Ногайской ступени и северного борта ТКПП представлен мелоподобными известняками. В восточной части изучаемой территории выделяется зона малых толщин маастрихтского яруса (40-60м). Она прослеживается на северо-восток от Уваровской и Моздокской к Березкинской и Каясулинской площадям. Западнее преобладает зона субмеридионального простирания повышенных толщин, порядка 150-200м.
Ногайская ступень представляет собой тектонический элемент субширотного простирания. В структурном плане - это моноклиналь, наклоненная к югу и осложненная малоамплитудными поднятиями (рис.10). По поверхности фундамента в пределах Ногайской ступени выделяются: Степновское поднятие, Березкинский прогиб, Орта-Тюбинское поднятие, которые по мезозойским отложениям не отражаются или отражаются слабо (рис.11,12,13,14).
Наиболее изученной является западная часть ступени, которая в общих чертах соответствует Степновскому поднятию, выделенному по фундаменту.
Западным ограничением Степновского поднятия и Ногайской ступени является зона Георгиевско-Арзгирского разлома, с запада к которому примыкают наиболее погруженные элементы Восточно-Ставропольской впадины. Степновское поднятие имеет довольно сложное строение. В западной его части достаточно контрастно проявляются субмеридиональные простирания структурных элементов. Это обусловлено влиянием субмеридиональных глубинных разломов. Здесь выделяются Отказненско-Архангельская и Соломенская структурные зоны с разделяющим их прогибом. Наиболее крупными локальными поднятиями, осложняющими эти зоны являются Отказненское, Архангельское, Соломенское. В юго-восточной части Степновского поднятия вырисовываются слабовыраженные малоамплитудные положительные структуры широтного простирания (Сизовская, Сухопадинская).
Березкинский прогиб отражается в виде спокойной моноклинали, осложенной локальными структурами (Березкинское, Каясулинское и другие поднятия). Абсолютные отметки снижаются в сторону Терско-Каспийского прогиба.
Закономерности распределения, условия накопления и захоронения органического вещества палеозойских и мезозой ских отложений
По материалам сейсморазведочных работ ОАО «Ставропольнефтеге-офизика» (1987,1991г.), проведенных на северном борту ТКПП в пределах Советско-Моздокской антиклинальной зоны, открытые надсолевые залежи являются, предположительно, пластовыми сводовыми, связанными с зональным развитием коллекторов, которые могут совпадать с антиклинальными линиями. Этими же работами в пределах Горнозаводского поднятия (скв.1 Сухопадинская) выявлена узкая зона осложнения волновой картины отражающего горизонта 1J, что указывает, по мнению геофизиков, на литологи-ческие изменения в толще юрских пород (А.Б.Тимонин, Н.А.Варфоломеева, 1988, 1992).
Сопоставление глубин этого отражающего горизонта с юрским разрезом скважины 6 Советской позволили установить, что в данном районе он соответствует надсолевому продуктивному горизонту. Зона осложнения связывается с зонами развития коллекторов в продуктивном надсолевом пласте, возможно, за счет интенсивной тектонической трещиноватости. Это позволит предполагать наличие в надсолевых отложениях не только сводовых, но и неантиклинальных залежей, ограниченных зонами развития улучшенных коллекторов.
На восточном склоне Минераловодского выступа и в пределах сочленения ТКПП с Баксанской моноклиналью поиски залежей в надсолевом и подсолевом комплексах связаны с тектонически экранированными ловушками. Открытие здесь залежей, связанных с локальными замкнутыми поднятиями маловероятно, что объясняется общим погружением территории в сторону Чернолесской впадины и ТКПП. Углы падения пород достигают нескольких десятков градусов. Такой крутой региональный наклон пород должен был расформировать существовавшие замкнутые антиклинали. Поэтому в верхнеюрском карбонатном комплексе можно ожидать залежи нефти, связанные с палеоподнятиями. В надсолевых отложениях титонского возраста перспективы связывают с известняковой толщей. Продуктивной здесь является пачка трещинно-кавернозных известняков мощностью до 25м, залегающая в подошве толщи. Предполагаемые типы залежей нефти - пластовые сводовые, тектонически экранированные (Чегемская, Марьинская). Меловые отложения
В нижнемеловом комплексе, в неокомских отложениях, выделяются две перспективные толщи: ангидрито-доломито-известняковая толща верхнего берриаса с пластами Из (нижний коллекторский пласт) и П2 (средний кол-лекторский пласт), обладающая хорошими коллекторскими свойствами и являющимися продуктивными, а также известняковая толща I нижнего валан-жина.
В разрезе ангидрито-доломито-известняковой толщи выделены три коллекторских пласта, из которых нижний пласт имеет доказанную промышленную нефтеносность. Средний пласт в пределах ТКПП предполагается высокоперспективным. Верхний пласт получил развитие как коллектор в погруженных участках северного борта ТКПП, где предполагается, что он возможно промышленно нефтегазоносен.
С вышележащей известняковой толщей связаны лучшие коллекторы валанжин-берриасского карбонатного комплекса, что подтверждается мощ-ными притоками воды дебитом в несколько сотен и тысяч м /сут. Однако на большей части изучаемой территории коллектор имеет небольшие перспективы в нефтегазоносном отношении, т.к. практически вся известняковая толща представляет собой единый мощный резервуар-коллектор с отсутствием в разрезе пластов-флюидоупоров.
В районе Советско-Курской структурной зоны и Кабардинской моноклинали отмечено появление в разрезе глинистых известняков, мергелей, глинистых пород, которые в той или иной степени расслаивают известняковую толщу на отдельные пласты-коллекторы, а сами служат покрышками. В пределах Ногайской ступени отложения характеризуются сокращенными толщинами и вся толща является продуктивным коллектором. Об этом свидетельствуют признаки нефтеносности в скв. 1 Сухопадинской и скв. 1 Берез-кинской.
Известняково-мергельная толща - нижний пласт карбонатного комплекса валанжин-берриаса не содержит удовлетворительных коллекторов и, вероятно, является покрышкой для верхнеюрского нефтегазоносного горизонта на месторождениях Чечни и Ингушетии.
Верхнемеловой карбонатный комплекс является одним из основных объектов добычи нефти в Восточном Предкавказье. Сложное строение пустотного пространства и неравномерное распространение по площади фильтрационных свойств пород-коллекторов позволяет прогнозировать в них наличие ловушек неструктурного типа.
Верхнемеловые коллекторы, способные аккумулировать промышленные скопления УВ, приурочены к кампанскому и маастрихтскому ярусам. Все залежи являются водонефтяными, промышленная нефтеносность связана с вторичными пустотами и трещинами в мелоподобных известняках. Пористость верхнемеловых отложений изменяется в значительных пределах: от 1,2% до 15,1%. Высокий коэффициент вариации данного параметра свидетельствует о неоднородности пород по пористости. Пониженной пористостью (1,5-5,0%) характеризуются более глинистые разности известняков (серые известняки), а более «чистые» (белые известняки) характеризуются повышенной пористостью матрицы (8-15%). Объемный вес пород в среднем составляет 2,53г/см3, проницаемость матрицы - менее 0,0Ы0"3мкм2, остаточная водонасыщенность -15%.
Нефтесодержание пород обусловлено наличием открытых трещин. Согласно данным геолого-геофизических и петрографических исследований эффективные трещины более широко развиты в известняках верхней и средней частей кампанского яруса и формируют коллекторы трещинного типа.
Покрышками верхнемеловых залежей Восточного Предкавказья могут быть глинистые породы палеогена, плотные известняки датского яруса, а также плотные разности известняков, встречающиеся внутри кампанского и маастрихтского ярусов.
В заключение краткого обзора пород-коллекторов и флюидоупоров отметим, что если оценивать перспективы нефтегазоносности глубокопогру-женных отложений по наличию в них пород-коллекторов и покрышек, то они, вероятно, связаны в большей степени с карбонатно-галогенными образованиями верхней юры и валанжин-берриаса нижнего мела. Широкое развитие разрывных нарушений создает условия для образования тектонически экранированных залежей. Подсолевые и соленосные отложения замещаются известняками с органогенно-обломочными разностями, способствующими образованию биогермных построек, аккумулирующих УВ. Емкостно-фильтрационные свойства могут быть связаны преимущественно с трещино-ватостью и кавернозностью. Другие отложения из-за отсутствия эффективной трещиноватости, прогнозироваться на роль потенциальных коллекторов нефти и газа не могут.
Условия формирования углеводородных скоплений в глубоко погруженных отложениях палеозойского и мезозойского возраста
Систематическое изучение региональных закономерностей катагене-тических превращений ОВ глубокозалегающих отложений Центрального и Восточного Предкавказья только начинается. Между тем совершенствование знаний о глубинно-катагенетических процессах нефтегазообразования и неф-тегазонакопления в недрах обусловило весьма длительную историю этих исследований. В многочисленных работах известных углепетрографов и нефтяников обобщены и рассмотрены теоретические и методические аспекты проблем катагенеза ОВ. Однако, учитывая неравноценность отдельных геохимических методов, освещенных в многочисленных статьях и монографиях, в предлагаемой работе остановимся на фундаментальных исследованиях в этой области, которые проводились основоположниками многих генеральных схем и методик - И.И.Аммосовым, Н.Б. Вассоевичем, А.Э.Конторовичем, С.Г.Неручевым, М.Тайхмюллер, B.Tissot, D. Velte, J. Es-pitalie и др.
На основании фактического материала, собранного по разрабатываемым месторождениям нефти и газа и разведочным площадям Центрального и Восточного Предкавказья, используя современные представления о постдиа-генетических преобразованиях ОВ в зоне катагенеза, проведена работа по выявлению закономерностей катагенетических превращений ОВ палеозойского и мезозойского возраста в пределах изучаемой территории
Под катагенезом понимается направленный процесс постдиаганетиче-ских процессов, протекающих в осадочных породах вплоть до их превращения в метаморфические. Степень катагенетической превращенности ОВ главным образом зависит от длительности воздействия таких факторов, как температура и давление. При этом, температуре как фактору катагенеза, по мнению большинства исследователей, отводится главная роль. Влияние давления на ход катагенетической истории ОВ изучено недостаточно. Однако, как считают Конторович А.Э., Нестеров И.И. и др. давление, оказывая влияние на минеральную часть породы, может существенно затормозить процессы преобразования ОВ.
Для выделения положения границ градаций катагенеза ОВ пород в разрезе и в плане широко используется комплекс геохимических, углепетро-графических и других методов изучения степени битуминизации ОВ, состава битумоидов, пластовой температуры. Однако наиболее достоверным показателем уровня зрелости ОВ является отражательная способность витринита в масле (R0, %).
Проведенная реконструкция истории геологического развития территории позволила установить, что современные глубины залегания глубоко-погруженных отложений в основном соответствуют палеомаксимальным. Это дает возможность использовать зависимость отражательной способности витринита (R, %) от глубины погружения отложений для изучения катагенетической превращенности ОВ вмещающих пород. При этом установлено наличие крупного геотермического несогласия между палеозойским и мезозойским комплексами пород (рис.54). Эта закономерность была положена в основу применяемой универсальной и наиболее удобной в применении шкалы катагенеза (Неручев С.Г. и др., 1975г.), согласно которой в зависимости от значений R0 определено положение градаций катагенеза и главных зон нефте-и газообразования.
Сопоставление полученных данных с эталонным рядом градаций катагенеза (Неручев С.Г. и др., 1975г.) дало возможность проследить глубинную катагенетическую зональность преобразования ОВ в разрезе Восточного Предкавказья и выделить зоны нефтеобразования, газообразования и ряд других зон в соответствии с уровнем преобразования ОВ.
Для мезозойского комплекса пород главная зона нефтеобразования (ГЗН), соответствующая градациям катагенеза MKi - МК3, приурочена к интервалу глубин 1600-3800м. Главной (глубинной) зоне газообразования (ГЗГ) соответствуют глубины 3800-5 800м и градации катагенеза МК - АК]. В палеозойском разрезе ГЗГ приурочена к глубинам до 3000м (MK4-AKi). Зоне генерации «сухого» катагенетического газа соответствуют глубины 3000-4700м и степень катагенетической превращенности ОВ АК2-АКз На основании палеотектонических и палеотемпературных реконструкций построены детальные карты изореспленд в кровле каменноугольных, триасовых, юрских и неоком-апт-альбских отложений в пределах изучаемой территории, а также карты - срезы катагенетической превращенности ОВ пород на отметках -4000м и -5000м для всей территории Ставропольского края. Анализ карт изменения значений R0 в палеозойских и мезозойских отложениях на отметках -4000м и -5000м, а также в кровле изучаемых глубоко-погруженных отложений показал, что диапазон катагенетической превращенности ОВ пород достаточно широк - от МКг до AIC» (рис.55, 56). Отмечается общая закономерность увеличения степени преобразования ОВ в юго-восточном направлении.
Области, где ОВ претерпело преобразование, превышающее мезока-тагенетическую стадию углефикации, на срезах -4000 и -5000м практически покрывают большую часть территории Ставропольского края. Такие, наиболее интенсивные, преобразования претерпело ОВ, рассеянное в породах палеозойского возраста.
