Содержание к диссертации
Введение
1 Состояние изученности мезозойских отложений Восточно-Ставропольской впадины 9
2 Геологическое строение и нефтегазоносность мезозойских отложений Восточно-Ставропольской впадины 13
2.1 Литолого-стратиграфическая характеристика 13
2.2 Тектоника 26
2.3 Нефтегазоносность 32
2.3.1 Признаки нефтегазоносности мезозойских отложений Восточно-Ставропольской впадины и сопредельных территорий 33
2.3.2 Характеристика регионально нефтегазоносных комплексов Восточно-Ставропольской впадины 38
2.4 Гидрогеологические условия и термобарический режим 54
2.4.1 Гидрогеологическая характеристика водоносных горизонтов 54
2.4.2 Характеристика современных температур и давлений 62
3 Модель нефтегазообразования 75
3.1 Геохимическая характеристика органического вещества пород 75
3.1.1 Закономерности распределения, условия накопления и захоронения органического вещества 75
3.1.2 Выделение нефтегазоматеринских толщ и определение типа керогена 87
3.2 Условия реализации нефтегазоматеринского потенциала пород 97
3.2.1 Генерационная зональность в распределении углеводородных скоплений, модель генерации нефти и газа и катагенез органического вещества пород 97
4 Оценка перспектив нефтегазоносности мезозойских отложений по геохимическим показателям 113
4.1 Оценка первичного фазового состояния углеводородных скоплений 113
4.2 Количественная модель генерации УВ 117
4.3 Общая схема формирования залежей углеводородов 134
4.3.1 Гидрогеологические условия 134
4.3.2 Палеотектонические условия 144
4.4 Прогноз современного фазового состояния углеводородных скоплений мезозойских отложений 151
4.5 Наиболее перспективные направления поиска скоплений УВ в мезозойских отложениях ВСВ 155
Заключение 157
Список использованной литературы 159
- Состояние изученности мезозойских отложений Восточно-Ставропольской впадины
- Гидрогеологическая характеристика водоносных горизонтов
- Генерационная зональность в распределении углеводородных скоплений, модель генерации нефти и газа и катагенез органического вещества пород
- Наиболее перспективные направления поиска скоплений УВ в мезозойских отложениях ВСВ
Введение к работе
Актуальность проблемы. Большинство нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений Ставропольского края находится на завершающей стадии разработки, что затрудняет нормальное функционирование топливно-энергетического комплекса региона. В этих условиях решение проблемы стабильного снабжения края углеводородами (УВ) из собственных месторождений становится все более актуальным.
Реальными путями наращивания ресурсной базы УВ являются, главным образом, открытие, разведка и освоение новых залежей. При этом в качестве одного из наиболее перспективных объектов рассматриваются глубокопогруженные мезозойские отложения Восточно-Ставропольской впадины (ВСВ). Проведенные на этой территории ранее геологоразведочные работы (ГРР) не позволяют сделать однозначных и достаточно обоснованных заключений, касающихся различных аспектов процесса поиска залежей нефти и газа. Существует ряд нерешенных проблем, связанных с выяснением особенностей геологического строения и нефтегазоносности мезозойского комплекса пород. Для решения этих проблем требуется детальное изучение условий осадконакоп-ления, закономерностей изменения литологического состава пород и содержания в них органического вещества (ОВ), степени его преобразования. Необходимо также обоснование условий генерации, миграции, аккумуляции УВ, установление времени формирования ловушек, выполнение качественной и количественной оценки перспектив нефтегазоносности мезозойских отложений.
Целью работы является оценка перспектив нефтегазоносности мезозойских отложений ВСВ на основе комплексных геолого-геохимических исследований.
Основные задачи исследований:
1. Уточнение геологического строения, литолого-фациальных и палеогеографи
ческих условий образования мезозойского комплекса пород ВСВ.
Выявление закономерностей изменения по площади и разрезу состава и свойств ОВ, рассеянного в породах мезозойского возраста.
Разработка модели нефтегазообразования и нефтегазонакопления в мезозойских отложениях.
Качественная и количественная оценка перспектив нефтегазоносности мезозойских отложений.
Научная новизна:
Уточнена модель геологического строения ВСВ с использованием современных программных продуктов обработки информации.
На основе комплекса геолого-геохимических показателей разработана новая модель генерации нефти и газа в мезозойских отложениях ВСВ.
Разработана схема формирования залежей УВ в мезозойских отложениях ВСВ и сопредельных территорий, впервые учитывающая возможность их переформирования в процессе геологического развития региона.
На базе новой геолого-геохимической информации проведена качественная и количественная оценка перспектив нефтегазоносности мезозойских отложений в пределах изучаемой территории.
Основные защищаемые положения:
1. Условия накопления ОВ в мезозойских отложениях ВСВ, закономерности изменения его содержания, состава и свойств. Накопление ОВ связано с фациями, выра-
женными преимущественно глинистыми разностями, формировавшимися в восстановительных условиях морского бассейна. В нижне- среднеюрских отложениях получили распространение ОВ смешанного (кероген II типа) и гумусового (кероген III типа) составов, в нижнемеловых отложениях - ОВ смешанного состава.
Глубинная и площадная катагенетическая зональность ОВ мезозойских отложений. В восточной, наиболее погруженной, части территории исследования, мезозойские (юрские и частично нижнемеловые) отложения подверглись наибольшему катаге-нетическому преобразованию и находятся в главной (глубинной) зоне газообразования (ГЗГ), на остальной части - в главной зоне нефтеобразования (ГЗН).
Общая схема формирования залежей УВ в ВСВ, объясняющая образование га-зоконденсатных залежей в отложениях нижнего мела (апт-альб) на изучаемой и сопредельных территориях путем перетока газообразных УВ из отложений нижней и средней юры.
Качественная и количественная оценка перспектив нефтегазоносности мезозойских отложений ВСВ с учетом изменений, происходивших на разных этапах геологического развития изучаемой территории, подтверждающая целесообразность поиска здесь скоплений УВ.
Соответствие диссертации паспорту научной специальности. Диссертационная работа выполнена в рамках Паспорта специальности 25.00.12 Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений.
В соответствии с формулой специальности в диссертационном исследовании детально изучено геологическое строение мезозойских отложений ВСВ, а также определены геолого-геохимические предпосылки формирования месторождений УВ. Результаты научных исследований соответствуют следующим пунктам, указанным в формуле:
разработка и совершенствование теоретических основ формирования различных типов месторождений нефти и газа, изучение особенностей их геологического строения и закономерностей пространственного размещения в различных геотектонических областях земной коры;
определение геологических предпосылок формирования месторождений и поисковых признаков;
совершенствование методов поисков и разведки месторождений нефти и газа.
В соответствии с областью исследования специальности 25.00.12 Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений проблемы, рассмотренные в диссертационной работе, соответствуют пунктам:
геохимия нефти и газа;
условия формирования скоплений нефти и газа в земной коре;
миграция УВ.
Практическая значимость работы. Использование разработанной модели неф-тегазообразования, а также общей схемы формирования залежей УВ в мезозойских отложениях ВСВ позволяет обосновано планировать поисково-разведочные работы на нефть и газ на территории Ставропольского края.
Реализация результатов работы. Полученные автором результаты использованы при выборе основных направлений и планировании ГРР на нефть и газ в мезозойских отложениях Восточного Предкавказья (территория деятельности ООО "РН -Ставропольнефтегаз").
Фактический материал. Основой диссертационной работы послужили результаты экспериментальных и теоретических исследований, проведенные автором в период с 2006 по 2011 годы. Автором собран и обработан обширный материал по данным бурения 380 скважин, геохимическим, геофизическим и гидрогеологическим исследованиям, проведенным в пределах ВСВ и на сопредельных территориях: результаты изучения кернового материала (1070 образцов пород) и ОВ пород (химико-битуминологический анализ - 1870 определений, спектральный анализ - 130 определений, пиролитические исследования в модификации «Rock-Eval» - 44 определения, углепетрографический анализ - 400 определений, микроскопическое изучение шлифов пород - 45 определений), устьевых и глубинных проб водорастворенных и свободных газов (79 определений). При выполнении работы использовались также некоторые материалы научных и производственных организаций (НИИ ПНТ НП СевКавГТУ, ОАО «СевКавНИПИгаз», ООО «РН - Ставропольнефтегаз», ИГиРГИ и др.) и многочисленные публикации, посвященные данной тематике.
Апробация и публикации. Основные положения диссертации прошли первичную апробацию на III и IV научно-практических конференциях молодых ученых и специалистов «Газовой отрасли - энергию молодых ученых!» (г. Ставрополь, 2008 и 2010 гг); XII региональной научно-технической конференции «Вузовская наука - Северо-Кавказскому региону» (г. Ставрополь, 2008 г.); XXXVIII научно-технической конференции по итогам работы профессорско-преподавательского состава СевКавГТУ за 2008 год (г. Ставрополь, 2009 г), IX Международной конференции «Новые идеи в науках о земле» (г. Москва, 2009 г), VIII Международной научно-практической конференции студентов, аспирантов и научных работников «Международные и отечественные технологии освоения природных минеральных ресурсов и глобальной энергии» (г. Астрахань, 2009 г).
Публикации: Основные положения диссертационной работы опубликованы в 11 работах, из них четыре - в журналах, рекомендованных ВАК Минобрнауки РФ.
Объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав и заключения, изложенных на 169 страницах, иллюстрируется 53 рисунками, содержит 6 таблиц и список литературы из 88 наименований.
Автор выражает глубокую благодарность научному руководителю кандидату геол. - минерал, наук, доценту, академику МАМР Ярошенко А.А. за неоценимую помощь и поддержку, оказанные в период работы над диссертацией.
Автор благодарит за консультации и советы, полученные в процессе исследований, кандидатов геол. - минерал, наук Т. А. Горягину, П. В. Бигуна, В. В. Дроздова, О. О. Луканову, сотрудников научных и производственных организаций В. М. Дубин-скую, Д. В. Томашева, а также коллектив кафедры геологии нефти и газа СевКавГТУ.
Состояние изученности мезозойских отложений Восточно-Ставропольской впадины
Изучением мезозойских отложений Восточного и Центрального Предкавказья, в том числе и ВСВ, в течение многих лет занимаются производственные предприятия (ООО «РН-Ставропольнефтегаз», ОАО «Ставропольнефтегеофизика», ООО «Газпром добыча Краснодар» и др.), различные научно-исследовательские организации (МГУ, ИГиРГИ, ВНИГНИ, ОАО «СевКавНИПИгаз» и др.) и ряд отдельных исследователей (А. Н. Аввакумов, Е. М. Борисенко, В. Г. Вершовский, А. А. Клименко, Н. Т. Копылов, Б. П. Назаревич, И. А. Назаревич, В. Е. Орел, А. С. Панченко, Г. Н. Чепак, С. М. Чернышев и многие другие).
В административном отношении территория ВСВ расположена в восточной части Ставропольского края (рисунок 1.1).
Состояние изученности комплекса мезозойских пород на территории ВСВ все еще остается весьма низкой.
На территории Ставропольского края до 80-х годов прошлого столетия были проведены все виды полевых геофизических исследований: магнито-, грави-, электро- и сейсморазведка. В результате проведенных работ геологическое и тектоническое строение территории в общих чертах было изучено.
Первые сейсморазведочные работы методом отраженных волн были проведены в 1949 г. С 1955 г. основной задачей сейсморазведки являлись поиски структур в мезозойских отложениях. В результате были построены структурные карты по отражающим горизонтам верхнего мела (К2), нижнего мела и юры (1К1 и 2K1-J).
В пределах ВСВ мезозойские отложения характеризуются крайне низкой степенью изученности. Общая плотность сейсмических исследований МОГТ в ВСВ и на близлежащих территориях (Терско-Каспийский передовой прогиб (ТЮ И І), Минераловодский выступ (MB) и др.) составляет 0,26 -0,7 км/км .
Анализ изученности мезозойских отложений ВСВ сейсмическими методами показывает низкую плотность исследований на большей части рассматриваемой территории. Для решения поисковых и региональных задач такая плотность исследований не достаточна, что крайне негативно отразилось на результатах проведенных здесь геологоразведочных работ.
Следует отметить, что информативность полученных первичных сейсмических материалов неоднозначна из-за применения различной регистрирующей и обрабатывающей аппаратуры. На качество материалов повлияло и изменение методических приёмов полевых работ (увеличение кратности накапливания, применение площадных трёхмерных измерений, разнообразных источников возбуждения упругих колебаний и т.д.). Вследствие всего этого зоны развития нижнемеловых, юрских и триасовых отложений прослеживаются неуверенно.
Сейсморазведкой практически не решена проблема выделения зон выклинивания неокомских и апт-альбских песчано-алевролитовых пород и связанных с ними литологических ловушек. Недостаточная отработанность применяемой методики полевых сейсмических работ и ошибки в интерпретации полученных данных привели к выявлению большого количества ложных структурных ловушек, как следствие, к отрицательным результатам бурения скважин.
Основной объём глубокого бурения на территории исследования был сосредоточен на поисках и разведке залежей УВ в мезозойских отложениях, которые практически в полном стратиграфическом объеме распространены на всей изучаемой территории. Основными нефтегазоносными комплексами (НТК) мезозойского разреза, которые изучались бурением, являлись пермо-триасовый и нижнемеловой. Перспективные в отношении нефтегазоносности подсолевые юрские отложения, зоны выклинивания юры и нижнего мела в ВСВ практически не изучались. Наиболее погруженная юго-восточная часть ВСВ была отнесена к участкам с невыясненными перспективами из-за глубокого залегания мезозойских пород и была исследована лишь отдельными скважинами.
Максимальные объемы буровых работ были выполнены в 1976 -1980 гг. Всего с 1976 г. на территории ВСВ было пробурено около 111 параметрических, поисковых, разведочных и структурно-поисковых скважин с общим метражом около 255,0 тыс. м. Изученность бурением мезозойских отложений характеризуется значительной неравномерностью. Расстояния между скважинами порой достигают многих десятков километров.
По причине низкой степени изученности ВСВ сейсмикой и глубоким бурением, геологическое строение, литолого-фациальные особенности отложений мезозойского комплекса пород на территории ВСВ изучены недостаточно. Геохимическая характеристика отложений характеризуется ограниченным объемом достоверной геолого-геохимической информации.
По причине недостаточной освещенности вопросов о геотемпературном поле ВСВ, в данной работе предусмотрено детальное изучение таких параметров как температура и давление, являющихся основными факторами, контролирующими процессы нефте- и газообразования.
Отмечена недостаточность изученности гидрогеологического и палеотектонического факторов в формировании и размещении залежей УВ на территории ВСВ.
Таким образом, современное состояние изученности мезозойских отложений ВСВ определило направления настоящих исследований автора.
Гидрогеологическая характеристика водоносных горизонтов
Гидрогеологические условия мезозойских отложений Северного Кавказа с давних пор привлекали внимание геологов и гидрогеологов: Г. М. Сухарева, И. Г. Киссина, В. Н. Корценштейна, М. В. Мирошникова, А. М. Никанорова и других исследователей. Предкавказье представляет собой сложнопостроенный регион, в пределах которого сочетаются крупные структурные элементы платформенного и геосинклинального типов Западного, Центрального и Восточного Предкавказья, каждый из которых отличается своей историей развития, своим типом разреза и своими гидрогеологическими особенностями.
Территория ВСВ приурочена к Восточно-Предкавказскому бассейну пластовых вод. На западе его границей является водораздельная часть Ставропольского сводового поднятия, на юге - тектонический контакт с зоной Главного Кавказского хребта. С востока бассейн окаймлен акваторией Каспийского моря, северная граница прослеживается в зоне глубинного разлома, протягивающегося с запада от устья р. Дон до р. Кума. На поверхности к этой зоне приурочена долина р. Маныч.
В гидрогеологическом разрезе Восточного Предкавказья выделяются два гидрогеологических (водоносных) этажа: нижний - подмайкопский и верхний - надмайкопский, которые разделяются между собой майкопской глинистой толщей, являющейся региональным водоупором. [34, 35]. В пределах этих этажей выделяются водоносные комплексы, которые включают отдельные горизонты и пласты. В отложениях, составляющих нижний гидрогеологический этаж, выделяется несколько гидрогеологических комплексов: триасовый, нижне- среднеюрский, верхнеюрский, нижнемеловой (неокомский, аптский, альбский), верхнемеловой, палеоценово-эоценовый и майкопский [48].
Триасовый водоносный комплекс
Отложения триасового возраста характеризуются разнородным полем водообильности, связанным с резкой изменчивостью емкостно-фильтрационных свойств пород, а также блоковым строением отложений [61, 62]. В пределах исследуемой территории слабые притоки воды получены при опробовании пластов на Отказненской площади (скважина № 8), где они представлены эффузивами. Дебит воды достигал 2,4м /сут при переливе с минерализацией до 120 г/ дм . Получены притоки воды на Долиновской и Алексеевской площадях. В скважине № 1 Южно-Чернолесская в интервале 4124-4612 м получен приток воды с дебитом 14,4 м /сут.
По гидрогеологическим характеристикам комплекса воды триаса хлоркальциевого типа, высоко метаморфизированные с минерализацией 103 -119 г/л (Отказненская площадь). Коэффициент метаморфизации rNa/rCl составляет 0,29 - 0,41 (Долиновская площадь).
В составе водорастворенных газов на площади Долиновская, преобладают углеводороды (80 - 90%). Коэффициент газоносыщенности составляет 0,13-0,38.
Большой интерес по гидрогеохимическим показателям представляют аномалии на Долиновской и Алексеевской площадях, вызванные закрытостью бассейна. Воды из триасовых отложений характеризуются газонасыщенностью 2800 см3/л, коэффициент газонасыщенности 0,85.
Приведенные к уровню моря напоры вод в основном изменяются от +400 до +700 м. Движение вод направлено с юга-востока на северо-запад.
Нижне- среднеюрский водоносный комплекс
Нижне- среднеюрские отложения в гидрогеологическом отношении являются единым подземным резервуаром, с чем связаны близкие значения гидрогеологических показателей.
При опробовании пластов были получены притоки воды на Янкульской площади с дебитами до 0,3 м3/сут.
В области раскрытого залегания отложений (район MB) встречаются опресненные воды пестрого состава с минерализацией до 5 г/л, связанные с процессами современной инфильтрации. По мере погружения отложений резко затрудняется водообмен и повышается минерализация вод. Воды среднеюрского и нижнеюрского комплексов здесь относятся к хлоркальциевому типу с минерализацией более 130 г/л. Степень метаморфизации их не высока (rNa/rCl = 0,82 - 0,90). Воды обогащены йодом (61 мг/л) и бромом (186,4 мг/л). Величина газонасыщенности изменяется от 1000 до 2000 см3/л.
В наиболее погруженной части ВСВ получили широкое распространение воды с аномально высокими напорами. Наибольшие их отметки превышают +4400 - +4500 м. В направлении скважины № 10 Веселовская напоры резко снижаются. Близкие величины напоров и почти одинаковый состав вод для вышележащих комплексов дают основание предполагать существование в этом районе зоны скрытой разгрузки вод юрского водоносного комплекса.
Верхнеюрский водоносный комплекс
Приток воды с дебитом 0,33 м3/сут был получен из скважины № 5 Северо-Нагутская. Из скважины № 1 Александровская площади дебит достигал 2,4 м /сут. На Янкульской площади получены притоки с дебитами до 7,2 м /сут.
Зона современной инфильтрации приурочена к выходам верхнеюрского комплекса на поверхность, в частности, в районе MB. В непосредственной близости к этой зоне распространены пресные и слабоминерализованные воды (до 10-17 г/л) пестрого состава. Отношение rNa/rCl l.
К северу от MB минерализация вод возрастает. Однако вплоть до Янкульской площади воды остаются сравнительно опресненными (до 45 г/л).
В юго-восточной части Чернолесского прогиба появляются хлоридно-натриево-кальциевые рассолы с минерализацией более 400 г/л, высокой степени метаморфизации (Na/Cl = 0,63 - 0,77) с повышенным содержанием йода (до 28-57 мг/л) и бора (до 1312 мг/л). Высокая минерализация вод связана с наличием в разрезе соленосных осадков, контролирующих распространение зон АВПД и являющихся также надежной покрышкой для подстилающих толщ. По мере удаления от соленосной толщи, минерализация рассолов уменьшается. В северо-восточной части ВСВ она составляет уже 120 - 135 г/л.
Величина газонасыщенности пластовых вод составляет 2000 -3000 см3/л.
Приведенные к уровню моря напоры вод аномально высокие и изменяются от +1500 м на Журавской до +2500 м на Марьинской площади (рисунок 2.7 а).
Неокомский водоносный комплекс
В неокомских отложениях водоносными являются известняки валанжина и песчаники готерив-баррема.
При опробовании неокомских отложений получены притоки из скважины № 2 Журавско-Северная с дебитом 0,37 м /сут. Из кровельной части неокома в скважине № 2 Южно-Спасская приток воды составил 1,54 м /сут. Получены притоки воды на Долиновской площади.
На территории, прилегающей к MB, распространены наиболее опресненные воды гидрокарбонатно-натриевого типа (М=1,5-10 г/л, rNa/rCl=l,35-3,5). С удалением от него минерализация вод возрастает. Так, в южной части ВСВ на Отказненской площади минерализация изменяется от 100 до 304 г/л. Повышенные значения минерализации вод можно объяснить подземным перетоком рассолов из галогенных надсолевых отложений верхней юры. По составу воды хлоридные кальциево-натриевые, реже хлоридно-натриевые, содержат незначительные концентрации магния - 0,9 - 1,6 г/л, сульфат-иона - 0,1 - 0,3 г/л, гидрокарбонат-иона 0,3 - 0,52 г/л.
Генерационная зональность в распределении углеводородных скоплений, модель генерации нефти и газа и катагенез органического вещества пород
Согласно основным положениям осадочно-миграционной теории нафтидогенеза, реализация нефтегазоматеринского потенциала наступает при погружении НГМП на глубину с определенными термобарическими условиями, в результате чего происходит деструкция керогена и образование УВ.
Оценка степени термической зрелости нафтидов, наряду с определением типа исходного ОВ НГМП, является главной и обязательной составной частью в комплексе геолого-геохимических исследований при раздельном прогнозе нефте- и газоносности недр. Генерация жидких и газообразных УВ приурочена к определенным стадиям катагенеза [18, 20, 39, 45, 46, 60 и др.]. Этим стадиям отвечает зональность в образовании УВ, количество и геохимические особенности которых зависят от состава ОВ и степени его превращенности.
По данным А. М. Акрамходжаева, Н. Б. Вассоевича, А. Э. Конторовича, Ю. И. Корчагиной и др. различные стадии катагенеза описывает схема вертикальной зональности генерации УВ органическим веществом в процессе литогенеза (рисунок 3.8).
Выделяются следующие генерационные зоны:
1. диагенетическая зона газообразования;
2. верхняя катагенетическая зона газообразования,
3. верхняя газоконденсатная зона;
4. главная зона нефтеобразования;
5. зона образования газоконденсата;
6. нижняя катагенетическая (главная) зона газообразования.
Учение о стадийности нефтегазообразования возникло в результате историко-генетического подхода к вопросу образования жидких и газообразных УВ. Предположения о существовании определенной стадийности и глубинной зональности в протекании процессов нефтегазообразования выдвигались В. А. Соколовым и Н. Б. Вассоевичем более 40 лет назад. В 1967 г. Н. Б. Вассоевич выделил главную фазу нефтеобразования (ГФН) [19] - этап максимальной интенсивности процессов нефтеобразования. В разрезе осадочного бассейна ей соответствует ГЗН, в которой РОВ осадочных пород генерируют преимущественно нефтяные УВ. ГЗН располагается в интервале трех градаций катагенеза - МКЬ МК2 и МК3.
Понятие о главной фазе газообразования (ГФГ) было введено в 1973 г. С. Г. Неручевым и др. при анализе закономерностей генерации углеводородных газов в процессе изменения сапропелевого РОВ. Глубины, на которых проявляется ГФГ, характеризующаяся интенсивной генерацией газообразных УВ РОВ осадочных пород, рассматриваются как ГЗГ, отвечающая нижней части мезокатагенеза и началу апокатагенеза (МК4-АК,).
На наличие вертикальной зональности генерации УВ свидетельствуют построенные графики зависимости пиролитических параметров Si и S2 от глубины залегания отложений мезозойского возраста (рисунок 3.9 а). График зависимости (3ХБ ОТ глубины залегания также подтверждает наличие вертикальной зональности УВ органическим веществом в процессе литогенеза (рисунок 3.9 б). Так, до глубины 3300 м битуминозность отложений остается близкой к фоновой. Значения резко возрастают в интервале глубин 3300 - 3600 м, а затем, достигнув максимума, снижаются.
Одним из основных способов оценки степени катагенетического преобразования ОВ является метод витринитовой палеогеотермии [4, 5].
Проведенная реконструкция истории геологического развития территории ВСВ позволила установить, что современные глубины залегания мезозойских отложений, в основном соответствуют палеомаксимальным. Это дало возможность использовать зависимость отражательной способности витринита (R0, %) от глубины погружения отложений для изучения катагенетической превращенности ОВ вмещающих пород.
Помимо отражательной способности витринита при изучении катагенетической преобразованности ОВ, рассеянного в осадочных породах, и определении нахождения пород в той или иной генерационной зоне, используется также значение температуры максимального выхода УВ в процессе крекинга керогена (Ттах), которая коррелируется с величиной отражательной способности витринита. Наличие зависимости между параметрами R и Ттах позволяет использовать традиционно применяемую шкалу и номенклатуру градаций катагенеза ОВ (рисунок 3.10 а) [84, 86]. Однако Ттах не является показателем эволюции ОВ I типа. ОВ НГМП мезозойского комплекса пород ВСВ содержит в основном кероген II типа. Это позволяет использовать параметр Ттах для выделения зон нефте- и газообразования [85 - 87] на изучаемой территории.
Мезозойские отложения ВСВ в отношении витринитовой палеогеотермии изучены слабо. Ввиду малого количества замеров R, для детальной характеристики уровня зрелости ОВ мезозойского комплекса пород исследуемой территории была использована имеющаяся зависимость отражательной способности витринита от глубины погружения мезозойских отложений Восточного и Центрального Предкавказья [80] (рисунок 3.10 6).
В природной системе процессов и явлений, приводящих к формированию скоплений УВ (генерация, эмиграция, миграция, аккумуляция и консервация), прохождение НГМП глубинных интервалов, соответствующих зонам генерации преимущественно жидких или газообразных УВ, играет ведущую роль. При прогнозе нефтегазоносности отдельных территорий определяется положение в ГЗН и ГЗГ, и изучаются особенности их прохождения НГМП.
Для исследования процессов генерации УВ в пределах территории ВСВ была разработана геолого-математическая модель генерации УВ ОВ преимущественно смешанного состава (II тип керогена) НГМП мезозойского возраста на основе использования пиролитических параметров - Si, ТОС и Ттах, совмещенная со шкалой катагенеза (рисунок 3.11) [81].
Использование полученной модели позволяет исследовать закономерности генерации УВ и определять положение границ главных зон нефте- и газообразования в мезозойских отложениях ВСВ. Верхняя граница ГЗН в изучаемом комплексе пород отбивается по резкому повышению содержания нефтяных УВ в породе, что соответствует значению Tmax 422 С (R 0,45 %). Далее наблюдаются два основных импульса генерации УВ (максимальная реализация нефтематеринского потенциала ОВ разного состава). Нижняя граница ГЗН фиксируется по резкому спаду интенсивности генерации УВ нефтяного ряда, что соответствует значению Tmax 462 С (R l,15%).
Построенная модель позволила определить положение главных зон нефте- и газообразования в разрезе рассматриваемой территории. Положение верхней границы ГЗН контролируется глубинами около 2000 - 2050 м (рисунок 3.12). Переход из зоны нефтегенерации в зону гезогенерации располагается на глубинах 3800 - 3870 м.
Наиболее перспективные направления поиска скоплений УВ в мезозойских отложениях ВСВ
На основе проведенных исследований в пределах ВСВ и на сопредельных территориях перспективы поисков залежей УВ связываются с отложениями юры и нижнего мела.
С учетом геолого-геохимических критериев на изучаемой территории имеются все предпосылки к открытию промышленных скоплений УВ.
Анализ накопленных геологических и геохимических материалов указывает на наличие в мезозойских отложениях ВСВ и сопредельных с ней территориях различных типов ловушек, заполненных газоконденсатом и газом.
При планировании работ по выявлению месторождений УВ в первую очередь заслуживают внимания зоны выклинивания юрских и нижнемеловых отложений, характеризующиеся благоприятными условиями для образования различных литологических и стратиграфических ловушек. Кроме этого предполагается нефтегазоносность нижнемеловых отложений в северной части ВСВ и на прилегающих к ней территориях.
По результатам изучения отложений юрского и нижнемелового возрастов, с учетом условий генерации УВ и направлений их миграции, к наиболее перспективным следует отнести следующие территории.
1. В пределах распространения юрских отложений:
- зона сочленения ВСВ с Минераловодским выступом (зона выклинивания нижне- среднеюрских отложений), где возможно обнаружение залежей УВ литологического и стратиграфического классов;
- восточная часть ВСВ и зона ее сочленения с ТКПП (зоны распространения соленоснои верхнеюрской покрышки и выклинивания верхнеюрских отложений), где возможно обнаружение залежей УВ лито логического, стратиграфического и структурного классов.
2. В пределах распространения нижнемеловых отложений:
- западная и северо-западная части ВСВ (зоны выклинивания неокомских и аптских отложений), где возможно обнаружение залежей УВ литологического класса;
- северная и северо-восточная части ВСВ, а также зона ее сочленения с восточным склоном СС и с ПСП, где возможно обнаружение залежей УВ структурного класса.
Для повышения эффективности работ при поисках залежей нефти и газа в наиболее перспективных зонах необходимо провести комплекс детальных геофизических исследований.
