Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Геологическое строение и нефтегазоносность олигоценовых отложений 9
1.1. Состояние изученности олигоценовых отложений 9
1.2. Лито лого-стратиграфическая характеристика 19
1.3. Тектоника 29
1.4. Нефтегазоносность 37
1.5. Гидрогеологическая характеристика 46
Глава 2. Геохимическая характеристика пород, рассеянного органического вещества, нефтей и газов 52
2.1. Геохимическая характеристика пород 52
2.2. Геохимическая характеристика рассеянного органического вещества 56
2.3. Геохимическая характеристика нефтей и газов 71
Глава 3. Нефтегазо генерационный потенциал олигоценовых отложений и условия его формирования 96
3.1. Понятие о нефтегазо генерационном потенциале 96
3.2. Методы определения нефтегазогенерационного потенциала 99
3.3. Характеристика нефтегазогенерационного потенциала олигоценовых отложений 105
3.4. Условия формирования нефтегазогенерационного потенциала 123
Глава 4. Условия реализации нефтегазогенерационного потенциала олигоценовых отложений 131
4.1. Термобарический режим олигоценовых отложений 131
4.2. Катагенез органического вещества пород 151
4.3. Генерационная зональность углеводородов 167
4.3. Термобарическая зональность , 177
Глава 5. Количественная оценка перспектив нефтегазоносности олигоценовых отложений 179
Заключение 203
Использованная литература 205
- Лито лого-стратиграфическая характеристика
- Геохимическая характеристика рассеянного органического вещества
- Методы определения нефтегазогенерационного потенциала
- Катагенез органического вещества пород
Введение к работе
Актуальность работы. В настоящее время в условиях сокращения минерально-сырьевой базы в старых нефтегазоносных районах России наблюдается переориентация геологоразведочных работ на горизонты осадочного чехла, в которых развиты нетрадиционные коллекторы. Такой перевод работ сопровождается обобщением и переосмыслением накопленной геологической и геохимической информации на новом техническом и методическом уровне.
В пределах Предкавказья развитием нетрадиционных коллекторов характеризуются глинистые отложения олигоцена, которые изучались в течение длительного времени многими исследователями. Особое внимание этим отложениям стали уделять после открытия в них месторождений нефти и газа.
Объектом изучения в настоящей работе являются олигоценовые отложения Центрального и Восточного Предкавказья (территория Ставропольского края), в которых открыто 16 нефтяных и 9 газовых залежей (рис.1). Особое внимание уделено глинистым породам-коллекторам олигоцена Восточного Предкавказья.
Наличие нетрадиционного глинистого коллектора требует специфического подхода к поискам, оценке и эксплуатации залежей. Практика ведения нефтегазопоисковых работ на территории Восточного Предкавказья позволяет рассматривать глинистые породы олигоцена не только как нефтегазо генерирующие, но и как нефтегазосодержащие. Высокие перспективы олигоце-новых отложений, наряду с относительно небольшой глубиной их залегания (1500-3000 м), позволяют отнести это направление геологоразведочных работ к первоочередным.
Цель работы. Повышение достоверности оценки перспектив нефтегазоносное олигоценовых отложений Центрального и Восточного Предкав-
Рисунок 1 - Обзорная карта территории исследования казья путем применения современных методов исследований, обработки и анализа геолого-геохимической информации. Основные задачи исследований.
Изучение закономерностей изменения по площади и разрезу свойств и состава органического вещества (ОВ) пород, нефтей и газов олигоценовых отложений.
Реконструкция условий осадконакопления олигоценовых отложений. Определение условий формирования и реализации нефтегазогенерационного потенциала ОВ пород с использованием комплекса геохимических методов.
Выявление факторов, контролирующих зональность углеводородных скоплений в олигоценовых отложениях Центрального и Восточного Предкавказья.
Качественная и количественная оценка перспектив нефтегазоносности олигоценовых отложений Центрального и Восточного Предкавказья в пределах территории Ставропольского края.
Научная новизна.
На основе комплексного изучения ОВ пород, нефтей, газов, пластовых вод с привлечением современных методов исследований и анализа фактического материала разработана новая наиболее вероятная модель генезиса углеводородов (УВ) в олигоценовых отложениях.
Обоснованы границы очагов генерации жидких УВ с использованием комплекса геохимических показателей. Разработана новая схема прогнозирования зон распространения углеводородных скоплений разных фазово-генетических типов в олигоценовых отложениях.
С использованием нового фактического материала проведена оценка нефтегазогенерационного потенциала олигоценовых отложений и определены масштабы нефте- и газообразования в пределах изучаемой территории.
Практическая значимость работы. Использование разработанной модели генезиса УВ и схемы зональности углеводородных скоплений в олиго- ценовых отложениях позволяет обосновано намечать объекты поисково-разведочных работ на нефть и газ в пределах Центрального и Восточного Предкавказья.
Основные защищаемые положения.
Закономерности изменения геохимических параметров ОВ олигоценовых отложений, свойств и состава углеводородных флюидов.
Геолого-геохимическая модель формирования и реализации нефтегазо-генерационного потенциала олигоценовых отложений.
Комплекс информативных геохимических показателей, контролирующих нефтегазоносность олигоценовых отложений.
Схема прогноза нефтегазоносности олигоценовых отложений в пределах Центрального и Восточного Предкавказья (территория Ставропольского края).
Реализация результатов работы. Результаты, полученные автором, использованы при планировании геологоразведочных работ на нефть и газ в пределах Центрального и Восточного Предкавказья (территория Ставропольского края).
Апробация и публикации. Основные положения диссертационной работы представлялись, докладывались и обсуждались на VI региональной научно-технической конференции «Вузовская наука - Северо-Кавказскому региону» (Ставрополь, 2002), XXXIII и XXXIV научно-технических конференциях по итогам работы профессорско-преподавательского состава, аспирантов и студентов СевКавГТУ за 2003 и 2004 года (Ставрополь, 2004, 2005), VII и VIII Международных конференциях «Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа» (Москва, 2004, 2005).
По теме диссертации опубликовано девять работ. В качестве ответственного исполнителя и в соавторстве соискатель принимала участие в выполнении отчета по гранту для поддержки научно-исследовательской работы аспирантов высших учебных заведений Минобразования России, а также восьми научно-исследовательских отчетов и проектов на проведение геологоразведочных работ НИИ проблем и новых технологий в нефтегазовой промышленности СевКавГТУ.
Фактический материал. В основу диссертационной работы положены экспериментальные и теоретические исследования, выполненные автором за период обучения в аспирантуре на кафедре геологии нефти и газа СевКавГТУ с 2002 по 2005 годы.
В процессе работы над диссертацией были использованы данные бурения, гидрогеологических, геофизических и геохимических исследований по более 500 скважинам, пробуренным на территории Центрального и Восточного Предкавказья, результаты изучения кернового материала (1545 образцов пород), анализов устьевых и глубинных проб нефтей (147 проб) и газов (178 проб), материалы научных и производственных организаций («НК "Роснефть" - Ставропольнефтегаз», ОАО «СевКавНИПИгаз», АООТ «Ставро-польнефтегеофизика», СФ «СевКавНИПИнефть», ВНИИГАЗ, ИГИРГИ, ВНИГНИ, ВНИГРИ, ВНИГРИуголь, ЗапСибНИГНИ, СНИИГГиМС, МГУ, РУДН, НИИ ПНТ НП СевКавГТУ), а также многочисленные публикации по исследуемой тематике.
Для решения поставленных задач дополнительно выполнен ряд аналитических исследований:
Пиролитические исследования ОВ пород в модификации «Rock-Eval» в объеме 134 определений.
Изучение отражательной способности витринита- 134 определения. Связь работы с научными программами, планами, темами. В диссертационной работе обобщены результаты исследований, полученные автором в процессе выполнения НИР по заказам Министерства образования и науки РФ, Главного управления природных ресурсов и охраны окружающей среды МПР России по Ставропольскому краю.
Объем работы. Диссертация состоит из введения, пяти глав и заключения, изложенных на 121 странице текса. Работа иллюстрируется 85 рисунками, 13 таблицами и сопровождается списком литературы из 117 наименований.
Автор выражает благодарность научному руководителю кандидату геолого-минералогических наук, доценту, действительному члену Международной академии минеральных ресурсов, члену-корреспонденту Академии технологических наук РФ Ярошенко Анатолию Андреевичу за постоянное внимание, всестороннюю помощь и содействие в проведении исследований и подготовке диссертации. Автор признательна за консультации и советы в процессе исследований сотрудникам кафедры геологии нефти и газа СевКав-ГТУ. Получению необходимых материалов содействовали О.К. Баженова, П.И. Блощицын, СА. Дудаев, Н.Ф. Душина, Т.Х. Мисиков. А.П. Скрипкин и другие. Всем перечисленным ученым и специалистам автор выражает глубокую благодарность.
Лито лого-стратиграфическая характеристика
Первые сведения о геохронологии и литологических особенностях палеогеновых отложений Предкавказья приведены в работах Г.В. Абиха, Н.И. Барбот-де-Марни, Ф.Г. Кошкуля, И.В. Мушкетова, Д.Л. Иванова и других. Особое значение в разработке стратиграфии палеогеновых отложений Предкавказья имели исследования Н.И. Андрусова, А.К. Богдановича, Н.С. Волковой, А.А. Габриэлян, В.А. Галина, С.А. Гатуева, В.Д. Голубятникова, Ф.Ф. Голынца, В.А. Гроссгейма, В.Е. Егоровой, Б.П. Жижченко, Н.С. Золот-ницкого, Л.А. Козяр, В.П. Колесникова, И.А. Коробкова, К.И. Микуленко, А.П. Печенкиной, К.А. Прокопова, Ю.П. Смирнова, В.Д. Сомова, Н.Н. Субботиной, Л.С. Тер-Григорьянц, Н.Ю. Успенской, Н.С. Шатского, Е.К. Шут-ской и других.
В объеме палеогеновых отложений Предкавказья выделяются два самостоятельных комплекса, разделенных региональным стратиграфическим перерывом. Нижний комплекс охватывает палеоценовые и эоценовые отложения, характеризующиеся резкой фациальной изменчивостью и значительным колебанием мощностей. Верхний комплекс включает часть майкопской серии. Олигоценовый отдел, представленный мощной терригенной толщей, является объектом исследований. Палеонтологическое обоснование возраста свит майкопской серии и сопоставление разрезов Центрального и Восточного Предкавказья рассмотрены в работах В.Д. Сомова (I960, 1965), Л.С. Тер-Григорьянц (1977), Б. А. Онищенко (1985) и других (рис.2, 3). Палеогеновая и неогеновая системы P-+N Майкопская серия
Майкопская серия представлена мощной песчанисто-алевритисто-глинистой толщей. По литолого-фациальным особенностям отложения майкопской серии подразделяется на три подсерии, которые включают ряд свит и подсвит (рис.4). К нижнему олигоцену относится хадумская свита (нижний майкоп), к верхнему олигоцену относятся баталпашинская, септариевая и зе-ленчукская свиты (средний майкоп). В нижнемиоценовой части майкопской серии выделяются караджалгинская, ольгинская и ритцевская свиты (верхний майкоп).
Нижний олигоцен Рз Хадумская свита Хадумская свита, обладая рядом специфических черт, подразделяется на три подсвиты (снизу вверх): нижнюю — пшехскую, среднюю - полбинскую (остракодовый пласт), верхнюю - Морозкиной балки.
Пшехская подсвита на территории Восточного Предкавказья представлена глинами аргиллитоподобными и, частично, карбонатными породами. По содержанию карбонатного материала, она разделяется на три части. Некарбонатные глины в нижней части подсвиты сменяются карбонатными глинами (СаСОз = 1,68-23,5 %) с прослоями мергеля. В кровле подсвиты залегает толща некарбонатных глин. Макроскопически глины темно-серые до черных, обычно с буроватым оттенком, тонкоплитчатые, крепкие, с полураковистым изломом, с включением значительного количества рыбных остатков. Присутствуют многочисленные фораминиферы и растительные остатки. Отмечаются многочисленные мелкие сферолиты сульфида железа (5-7 %) и слойки темно-бурого мало просвечивающегося вещества, ориентированные по наслоению и обуславливающие микрополосчатую текстуру породы. Алевритовая примесь (9,5 %) представлена зернами кварца и полевыми шпатами. Кар-бонатность глин обусловлена пелитоморфным карбонатным материалом, отмечаемым в виде линз, а также редкими кальцитовыми раковинами форами-нифер размером 0,04-0,2 мм. Мергели (редко сидериты) в разрезе пшехской подсвиты отмечаются в виде прослоев незначительной толщины и характеризуются темно-серой до черной окраской, относительной крепостью и плитчатостью. Мощность пшехских отложений в пределах Восточного Предкавказья возрастает с востока на запад от 10-15 м (Буйнакская площадь) до м (Журавская площадь).
В Центральном Предкавказье пшехская подсвита сложена зеленовато-серыми слабо известковистыми глинами мощностью 10-15 м с Haplophrag-moides fidelis, Plectofrondicularia volgensis, Globigerina officinalis и др. В северо-западной части Центрального Предкавказья сильно карбонатные глины, являющиеся следами перемыва пород эоцена, содержат кроме многочисленных фораминифер in situ обильную смесь средне и верхнеэоценовых фора-минифер. Мощность отложений 45-70 м.
Нижняя граница пшехская подсвиты на большей части Предкавказья определяется без особого труда по резкой смене литологического состава при переходе от пород белоглинской свиты (и ее аналогов) верхнего эоцена. Верхняя граница пшехской подсвиты отвечает подошве полбинского (остра-кодового) пласта, который достаточно четко определяется по повышенным значениям удельного электрического сопротивления.
Отложения полбинской подсвиты распространены только в пределах Восточного Предкавказья, при этом на некоторых участках (западная часть Журавской площади) они выпадают из разреза. Подсвита представлена глинистыми известняками и мергелями с прослоями глин. Породы светло-серые и серые с буроватым оттенком, плитчатые, обычно неслоистые, крепкие, изредка доломитизированные. Основная глинисто-карбонатная масса пород пе-литоморфной структуры с редкими мелкими зернами сульфида железа. Мощность отложений составляет всего несколько метров, достигая 15-20 м у северо-восточного погружения Минераловодского выступа.
Геохимическая характеристика рассеянного органического вещества
Изучение органического вещества олигоценовых отложений Центрального и Восточного Предкавказья проводилось в разные годы в лабораториях ВНИГНИ, ВНИГРИ, ИГИРГИ, ВНИИГАЗ, СФ «СевКавНИПИнефть», ОАО «СевКавНИПИгаз». В настоящей работе выполнен анализ результатов геохимических исследований 489 образцов пород различного литологического состава, отобранных на 53 площадях в интервале глубин 408-3700 м. Органическое вещество олигоценовых пород представлено следующими морфологическими типами: дисперсно-рассеянным, «гумусоподобным» и углистым. В породах доминирует тонко дисперсное ОВ, доля других разновидностей незначительна. Форма «гумусоподобного» типа ОВ нитевидная, продолговатая, линзовидная и обрывочная. Углистый тип ОВ отмечается в виде зерен, в основном алевритовой размерности. В карбонатных прослоях единично встречаются углистые включения размером до 1 мм [20]. Работами Н.М Страхова (1954, 1957, 1961), К.Ф. Родионовой (1954, 1959), В.В. Вебера (1956) и ряда других исследователей установлено, что дисперсная форма ОВ обычно свойственна чистым глинистым разностям. В породах, содержащих некоторое количество обломочного материала, отмечено присутствие «гумусоподобного» ОВ. Олигоценовые отложения в разной степени обогащены органическим углеродом (Сорг) и битумоидами (табл.3, рис.12, 13). Среднее содержание Сорг в известняках составляет 0,82 %, в мергелях -2,2 %. В отдельных образцах мергелей концентрация Сорг достигает 4,33 % (Искринская площадь). В глинах содержится от 0,28 до 6,27 % (среднее содержание 2,32 %). В песчано-алевролитовых разностях пород содержится 0,2-1,73 %Сорг. Количественное содержание Сорг зависит от карбонатности и пористости пород. Содержание Сорг снижается по мере возрастания карбонатности пород. Уменьшается количество ОВ с увеличением пористости пород. Так, в глинах при пористости 6,31 % содержание Сорг составляет 1,08 %, в мергелях при пористости 5,4 % содержится 1,27 % ОВ [20]. Понижение пористости глинистых пород с увеличением содержания ОВ можно объяснить тем, что последние, сорбируясь на глинистых частицах, уменьшают объем порового пространства. Олигоценовые глины Восточного Предкавказья по содержанию Сорг (0,28-6,27 %) относятся к бедным, средним, богатым и очень богатым нефте-газоматеринским породам (рис,14). В породах Журавской площади величина Сорг колеблется от 1,6 до 2,9 % и в среднем составляет 1,96 %. Очень богатыми (Сорг 3 %) являются глины Ачикулакской, Емельяновской, Южно-Озек-Суатской площадей. Благодаря высокому содержанию Сорг изучаемые отложения получили название хадумиты (по аналогии с доманикитами северо-востока Русской платформы и баженитами Западной Сибири). Терригенные породы олигоцена Центрального Предкавказья по содержанию Сорг относятся к бедным, средним и богатым нефтегазоматеринским породам. Величина Сорг изменяется в пределах от 0,2 до 2,9 % Органическое вещество олигоценовых глинистых отложений Восточного Предкавказья Ю.А. Корчагиной и О.П. Четвериковой отнесено к сапропелевому и гумусово-сапропелевому типам [46]. На долю хлороформенного битумоида (ХБ) в составе ОВ приходится в среднем около 3 %, на долю дополнительного спиртобензольного битумоида (ДСББ) - 8 %, на долю гуминовых кислот — 7 %, на долю остаточного нерастворимого углистого вещества - 82 % [59]. Средняя концентрация ХБ в мергелях составляет 0,71 %, что в два раза превышает содержание ХБ в известняках (0,38 %). В глинах в среднем содержится 0,46 % ХБ. Средние значения содержания кислых спиртобензольных битумоидов в глинах и мергелях близки между собой и составляют соответственно 0,27 % и 0,31 %. В известняках среднее содержание ДСББ значительно ниже (0,12 %). В отдельных образцах глин концентрация ДСББ достигает 0,64 % (Ачи-кулакская площадь), в мергелях 0,68 % (Искринская площадь). Во всех литологических разностях пород олигоцена Восточного Предкавказья установлено превышение содержания нейтральных битумоидов над кислыми, что свидетельствует о высокой степени восстановленности битумоидов. Отношения ХБ/ДСББ пород Журавской и Прасковейской площадей изменяются от 0,22 до 3,5. Отношение ХБ/ДСББ пород Южно-Озек-Суатской площади составляет 1,04-9,4. На Советской площади, где олигоценовые отложения находятся на более значительных глубинах и, следовательно, в условиях более глубокого катагенеза, отношение ХБ/ДСББ достигает 13,8, в среднем составляя 4,5. В песчано-алевролито-глинистых породах Центрального Предкавказья превышения содержания ХБ над ДСББ не установлено, что указывает на окисленный характер битумоидов. Исследование закономерностей изменения геохимических характеристик ОВ показало увеличение содержания ХБ и ДСББ вниз по разрезу олиго-ценовых отложений (см. рис.13). Так, содержание ХБ в пшехской подсвите составляет 0,64 %, в подсвите Морозкиной балки 0,54 %, в баталпашинекой свите 0,29 %. С глубиной происходит увеличение не только содержания ХБ, но незначительно и ДСББ. Среднее содержание ДСББ в отложениях пшехской подсвиты составляет 0,33 %, подсвиты Морозкинской балки 0,21 %, ба-талпашинской свиты 0,2 %. Закономерное увеличение содержания битумоидов с глубиной обусловлено нарастающим уровнем катагенеза отложений.
Методы определения нефтегазогенерационного потенциала
Для изучения генетического типа и степени превращенное ОВ, а также нефтегазогенерационного потенциала пород традиционно используются люминесцентно-битуминологические, химические и физико-химические методы анализа. Оценку нефтегазогенерационного потенциала ОВ обычно проводят по данным об элементном составе ОВ. Для выделения генетических типов ОВ и определения его нефтегазогенерационного потенциала используются коэффициенты Н/С и С/Н. Считается, что оценку нефтегенерационного потенциала необходимо проводить лишь по количеству липоидных компонентов ОВ, не беря в расчет гумоидную составляющую сапропелевого ОВ [103]. Для определения водорода, связанного с углеродом в ОВ, Вассоевичем Н.Б. и Лейфманом И.Е. (1977) предложены коэффициенты Fj и FQ, основанные на элементном составе керогена: По величине коэффициентов Fj и FQ нефтегенерационный потенциал ОВ классифицируется следующим образом (табл.10). Минимальное значение Fi составляет 0,7. Значения Fj, превышающие величину 0,7, являются надежным критерием высокого нефтегенерационного потенциала ОВ. Коэффициент Fj является надежным показателем обогащен-ности ОВ водородом и может быть использован как критерий сравнительной оценки нефтегенерационного потенциала ОВ. Определению нефтегазогенерационного потенциала ОВ путем экспериментального моделирования процессов генерации и выхода УВ, термодеструкции ОВ посвящены многочисленные работы российских и зарубежных геохимиков: А.И. Богомолова, Е.А. Глебовской, Л.И. Хатьшцевой, Б. Тиссо, Д. Вельте, L Espitalie, Н.В. Лопатина, Т.П. Емец и других. Для оценки нефтегазогенерационного потенциала и определения степени эволюции ОВ эти исследователи используют различные пиролитические методы. В отличие от трудоемких и дорогостоящих методов выделения концентратов ОВ пиролитический метод дает возможность получить информацию о нефтегазоматеринской породе без длительной обработки керна и шлама.
Нефтегазогенерационный потенциала ОВ оценивается количеством образовавшихся УВ в лабораторных условиях при температурах от 300 до 650 С, что примерно отвечает массе УВ, генерирующейся в природных условиях до конца градации катагенеза МКг. Espitalie J. разработал стандартный пиролитический метод экспресс-анализа ОВ в варианте «Rock-Eval», который в настоящее время стал находить все более широкое применение. Теоретическая разработка этого метода и практика его использования даны в работах Barker (1974), Claypool et Reed (1976), Espitalie (1977). Пиролиз «Rock-Eval» позволяет количественно определить содержание свободных У В в породе (параметр St), содержание УВ, которые кероген может еще произвести в процессе последующей эволюции (параметр S ), температуру максимального выхода УВ в процессе крекинга керогена (2 „), содержание органического углерода (ТОС). Полученные данные позволяют рассчитать водородный индекс (HI — S2/TOC), полный нефтегазогенерацион-ный потенциал породы (РР = St+S2) и индекс продуктивности (PI = Все углеводородные параметры определяются в токе инертного газа при различных температурных режимах. Выход компонентов анализируется пламенно-ионизационным детектором и записывается в виде пиков на пиро-граммах. Площади пиков, рассчитанные интегратором в мг УВ/г породы, численно определяют параметры S/ и S2. Температура Тмса несет в себе информацию о степени зрелости ОВ. Показателем качества керогена или типа ОВ является водородный индекс HL Этот расчетный параметр в общем случае коррелируется с элементным составом ОВ, а именно с водородным (И/С) и кислородным (О/С) индексами. Значения этих индексов для керогенов разных типов, нанесенные на диаграмму Ван-Кревелена, повторяют картину распределения значений Н/С и О/С на этой диаграмме, т.е. выделяют три типа керогена. Практика работы с анализатором указала на особенности методики пиролиза ОВ и специфику интерпретации результатов исследований. Все пиролитические параметры «Rock-Eval» имеют сомнительную достоверность при содержании ТОС 0,1 %. Величина PI непоказательна, если она рассчитана из значений Sj и S2 меньших 0,2 мг УВ/г породы. Если величина S2 меньше 0,2 мг УВ/г породы, то обычно пик пиролиза размыт или вообще отсутствует, поэтому параметр Тмах не имеет смысла. Все параметры пиролиза теряют смысл, когда величина S меньше 0,05 мг УВ/г породы (J. Espitalie, 1985; В.Н. Литвинова, Л.Д. Бурмистрова, 1987). На точность определения параметров пиролиза Sj, S2 и Тмса влияет величина навески. Уменьшение количества анализируемого вещества ниже определенного предела уменьшает значения параметров S/ и S2 на 30 %, а Тмах увеличивает на 10 С за счет процессов, происходящих в тигле (В.Н. Литвинова, Л.Д. Бурмистрова, 1987). Методические работы, а также большой фактический материал по анализу пород различных регионов позволили расширить смысловую нагрузку традиционных показателей пиролиза. Значение величины S/ в зависимости от количества ОВ и выхода продуктов пиролиза может характеризовать генезис этих УВ. Величина 5 не только отражает генерационные свойства ОВ, но может служить и количественной характеристикой содержания в породе тяжелой асфальтеново-смолистой фракции нефти. В этом случае Тмах и PI будут свидетельствовать о составе и преобразованности битуминозного вещества, причем преобразованность выше при увеличении Тмах и уменьшении PL Значения пиролитического параметра S] зависят от нефтегазоге нерационного потенциала пород, степени превращенное ОВ и миграционных процессов. Величина 5 зависит от содержания и типа ОВ, степени его преобразованности, а также от типа НГМП.
Катагенез органического вещества пород
Степень катагенетического преобразования ОВ пород является одним из важнейших показателей, используемых при прогнозировании нефтегазо-носности недр. Основными факторами, обуславливающими катагенетические изменения пород и ОВ, как показано выше (см. гл. 4.1.), являются пластовые температура и давление.
По мнению некоторых исследователей, температура является важнейшим фактором катагенеза, а давление в пределах температур, характерных для осадочного чехла, значительно больше влияет на минеральную часть пород и, прежде всего, на физические свойства пород (плотность, пористость). Увеличение давления за счет замедленного оттока образовавшихся газообразных продуктов способно затормозить процессы преобразования ОВ. Вопрос о роли геологического времени при катагенезе ОВ остается дискуссионным.
Определение степени катагенетической преобразованности ОВ НГМП олигоцена проводилось по комплексу физических, углепетрографических и геохимических параметров: пластовые температуры и давления, отражательная способность витринита (І?0, %), коэффициенты зрелости алканов и стера-нов, данные пиролиза «Rock-Eval».
Установить зависимость фактических значений 7? от глубины залегания отложений олигоцена не представляется возможным (рис.56). Известно, что отражательная способность витринита в качестве показателя зрелости НГМП может быть использована лишь при наличии в отложениях ОВ III типа. В тонкодисперсных отложениях морского генезиса мацералы типа витринита представлены слабо и трудно диагностируются (L. Price, С. Barker, 1985), поэтому результаты определения R вызывают сомнения. Более надежным критерием превращенное ОВ в этом случае является пиролитиче-ский параметр Тмах. В противоположность определениям R, которые проводятся на образцах ОВ очень маленьких размеров, определения Тмах являются результатом пиролиза всего ОВ. Рост значений Тмах при увеличении степени превращенности ОВ обусловлен тем, что для разрыва химических связей между составляющими более превращенного керогена требуется и больше энергии в процессе пиролиза [116].
В пределах Восточного Предкавказья установлено возрастание значений Тмах по мере увеличения глубины залегания олигоценовых отложений (Ди) и пластовой температуры (Дд) (рис.57). При этом такая закономерность становится значимой лишь при погружении отложений на глубину в среднем более 1300 м, т.е. когда степень превращения ОВ достигает градации катагенеза МК]. В зоне протокатагенеза, где в отложениях присутствует незрелое ОВ, такой закономерности в олигоценовых отложениях не наблюдается. Следует отметить, что зависимость Тмах от Нт является более тесной, чем зависимость Тмах от tm, т.к. глубина является интегральным параметром, учитывающим не только изменение пластовой температуры, но и пластового давления (Рт) Для учета совокупного влияния термобарических условий на степень превращенности ОВ изучена зависимость Тмак (С) от tm (С) и Р (МПа) с учетом типа ОВ и его содержания (Сорг, %) в отложениях олигоцена. Поскольку термическая деградация ОВ глинистых отложений в процессе его эволюции происходит в условиях, где отсутствует возможность свободного оттока продуктов химических реакций, в качестве термобарического параметра использовалось отношение tnJPm — термобарический коэффициент.
Тмах- 3,51 Сфг-2,29,1М/Рпя + 436,73;R = 0,771 (гумусово-сапропелевое ОВ), (10) Тмах = 1,45-Сорг - 2,35JPw + 433,08; R = 0,801 (сапропелево-гумусовое ОВ). (11) Полученные зависимости имеют достаточно высокие коэффициенты множественной корреляции и поэтому могут быть использованы для изучения эволюции ОВ олигоценовых отложений.
Характер распределения температур Тмах в кровле и подошве олигоценовых отложений Центрального и Восточного Предкавказья отражен на со ответствующих картах (рис.58, 59). Высокие значения Тмах приурочены к Восточному Предкавказью. Значения Тмах здесь колеблются от 420 до 440 С и указывают на зрелость ОВ. Значения Тмах, превышающие 430 С, имеют широкое распространение в пределах Восточно-Ставропольской впадины, Прикумской системы поднятий, Ногайской ступени и зоны Манычских прогибов. Максимальное значение Тмах = 447 С установлено в подошве олигоценовых отложений Уваровской площади, расположенной в пределах северного борта Терско-Каспийского передового прогиба. Низкие значения Тмах выявлены в пределах Ставропольского свода и Западно-Ставропольской впадины. Величины Тмах здесь не превышают 421 С. Таким образом, ОВ олигоценовых отложений Центрального Предкавказья - незрелое.
Выше указывалось, что зависимости отражательной способности вит-ринита от глубины залегания олигоценовых отложений не получено. Однако существуют зависимости R от величины пиролитического параметра Тмах для углей Кузбасса [1], для олигоценовых отложений бассейна Южный Кон-шон, различных углей западной Европы, а также сланцев Green River [116] (рис.60). С использованием приведенных схем составлено обобщенное уравнение корреляционной связи между рассматриваемыми параметрами, которое явилось основой для пересчета значений Тмах в R0 (рис.61). Наличие такой зависимости позволило воспользоваться традиционно применяемой шкалой и номенклатурой градаций катагенеза ОВ.
