Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Краткий физико-географический очерк 7
Глава 2. История геолого-геофизических исследований 11
Глава 3. Геологическое строение и история развития Восточно- и Центрально-Черноморского региона 18
3.1 Краткая литолого-стратиграфическая характеристика мезозойско-кайнозойских отложений 18
3.1.1 Майкопские отложения Восточно-Черноморского региона 26
3.2. Тектоническое районирование 40
3.3. История геологического развития 47
Глава 4. Нефтегазоносность 53
4.1 Выходы углеводородов на поверхность и их геохимическая характеристика 66
Глава 5. Геохимия органического вещества майкопских отложений Восточно-Черноморского региона 70
5.1. Черное море 70
5.2. Прилегающая к Черному морю суша 78
Глава 6. Материалы и методы исследования 83
6.1. Материалы 83
6.2. Методы исследования 87
6.2.1. Оценка нефтегазоматеринского потенциала пород методом Rock-Eval 87
6.2.2. Газовая «хроматография - масс-спектрометрия и применение метода в нефтяной геохимии 90
Глава 7. Изучение геохимических характеристик органического вещества майкопских отложений в глубоководной впадине Черного моря и на прилегающей суше 98
7.1 Осадочный бассейн, включающий прогибы Индоло-Кубанский, Керченско-Таманскийи Сорокина 98
7.2 Западно-Черноморский бассейн 105
7.3 Туапсинский прогиб и Сочи-Адлерская депрессия 111
Глава 8. Биомаркерный анализ поверхностных образцов УВ и их сравнение с составом УВ в месторождениях и в битумоидах майкопских пород 118
Заключение 130
Приложения 131
Слисок основных опубликованных работ по теме диссертации 157
Список литературы 158
- Краткая литолого-стратиграфическая характеристика мезозойско-кайнозойских отложений
- Выходы углеводородов на поверхность и их геохимическая характеристика
- Газовая «хроматография - масс-спектрометрия и применение метода в нефтяной геохимии
- Осадочный бассейн, включающий прогибы Индоло-Кубанский, Керченско-Таманскийи Сорокина
Введение к работе
Актуальность работы. В последнее время Черное море привлекает особое внимание ведущих мировых научных цеіпров и нефтяных компаний. Причиной столь повышенного интереса стали новые данные о строении и составе осадочных бассейнов глубоководной части Черного моря, а также прямые признаки нефтегазоносности осадочного чехла: газо-, нефте- и гидратопроявления, развитие грязевых вулканов, повышенные концентрации метана в осадках и придонной воде и др. Важным обстоятельством является также то, что многие структуры суши в пределах прилегающего к Черному морю Крымско-Кавказского региона, обладающие доказанной промышленной пефтегазоносностью и многочисленными нефте-, гало- и битумопроявлениями, имеют непосредственное продолжение не только на шельфе, но и в глубоководной части Черного моря. Современные геофизические методы в некоторых случаях позволяют непосредственно проследить простирание отдельных осадочных толщь на десятки, и даже сотни километров вглубь черноморского бассейна.
Однако, в настоящее время, мы не можем почти ничего сказать о составе и свойствах осадочных пород в глубоководной части Черного моря, о составе, степени преобразованности и нефтематеринском потенциале органического вещества (ОВ) этих пород, о флюидах (газ, нефть, вода), рождающихся в недрах этих осадочных бассейнов. До сих пор во всем этом огромном регионе не пробурено ни одной поисково-разведочной скважины за пределами континентального шельфа. Это не позволяет изучить вещество осадочных пород в глубоководной части бассейна, сравнить его с одновозрастпыми отложениями суши и шельфа, более уверенно оценить перспективы нефтегазоносности бассейна в целом, опираясь, на данные сейсмики и геохимического моделирования и связать их геологическое строение с геологией прилегающей суши.
Для оценки углеводородного потенциала и разработки стратегии поисковых работ в глубоководной части Черного моря исключительно важным и актуальным представляется исследование обломков пород грязевых брекчий глубоководных грязевых вулканов и любых углеводородных источников (газ, нефть, газовые гидраты) на дне моря, сравнение этих данных с результатами бурения и обнажениями на суше.
Выделение в разрезе возможных нефтематеринских пород и изучение их геохимических характеристик является основой анализа нефтяных систем, без проведения которого в настоящее время невозможно осуществление геолого-разведочных работ.
Цель работы: установить закономерности изменения основных геохимических параметров ОВ олигоцен-нижнемиоценовых отложений в пределах глубоководной впадины Черного моря с применением современных аналитических методов, используемых в органической геохимии. Выявить генетическую связь между поверхностными нефтепроявлениями и органическим веществом майкопских пород.
Основные задачи исследования:
1. Провести детальный анализ опубликованных данных по распространениго, составу и геохимическим свойствам пород олигоцен-раннемиоценового возраста в районе исследований.
2. Определить возраст обломков пород в грязевулканических брекчиях, сравнить эти
породы с одновозрастнымн отложениями в обнажениях и скважинах, составить коллекцию
образцов майкопских пород для детальных геохимических исследований.
-
Используя современные геохимические методики дать характеристику нефтегазоматеринских свойств майкопских отложений в пределах Центрально- и Восточно-Черноморского региона.
-
Установить закономерности изменения геохимических параметров ОВ майкопских отложений при переходе от территории суши к глубоководной части Черного моря.
5. Провести детальные геохимические исследования с целью выяснения связи
поверхностных нефтепроявлений в регионе с ОВ майкопских отложений.
Научная новизна и практическая значимость. Впервые проведена попытка оценки нефтегазоматеринских свойств майкопских отложений в пределах глубоководной части Черного моря, основанная не на моделировании, а на детальном исследовании обломков пород вынесенных на поверхность дна грязевыми вулканами. Уникальные образцы майкопских пород детально изучены с использованием современных аналіггических методов органической геохимии. Установлен характер изменения нефтегазоматеринского потенциала в пределах изучаемого региона.
В результате изучения биомаркерного состава алифатической фракции углеводородов удалось проследить взаимосвязь между битумоидами нижнеолигоценовой части разреза майкопских пород и нефтями из сипов на дне Черного моря. Выявленная связь, а также наличие песчаных горизонтов в разрезе нижнего Майкопа, дает основание ожидать скопления УВ непосредственно в породах майкопской серии в пределах Туапсинского прогиба.
Практическая значимость работы заключается в том, что изменения геохимических свойств майкопских отложений в направлении от суши к глубоководному бассейну впервые основывается не только на интерпретации геологического строения, но и па прямых аналитических измерениях. Установленные закономерности распределения основных геохимических параметров майкопских отложений могут быть надежной основой для дальнейшего бассейнового моделирования отдельных частей Черноморского бассейна и расчетов масштабов генерации и миграции.
В работе защищаются следующие положения:
-
Нефтематеринский потенциал майкопских отложений увеличивается в направлении акватории Черного моря (минимальные значения характерны для Керченско-Таманского прогиба, максимальные для - Западно-Черноморского бассейна).
-
Нижнеолигоценовая часть разреза майкопских пород характеризуется специфическими геохимическими чертами. Это дает возможность идентифицировать генетически связанные с ними углеводороды.
3. Основной нефтегенерирующей толщей на изучаемой территории являются
высокопотенциальные породы нижнего олигоцена.
Фактический материал и личный вклад автора. Образцы нефтей и глинистых обломков из грязевулканической брекчии отбирались в ходе трех международных научно-
исследовательских рейсов на НИС «Профессор ЛогачеЕ», НИС «METEOR» и НИС «MARIA S. MER.IAN» при непосредственном участии автора. Также для решения поставленных задач были отобраны образцы в обнажениях майкопской серии Предкавказья и использован каменный материал и нефти, предоставленные лабораторией органической геохимии кафедры, а также A.M. Никишиным и Л. А. Кичка и компанией «Роснефть».
Были выполнены комплексные геолого-геохимические исследования: определение возраста (51 обр.), пиролиз по методу Rock-Eval (160 обр.), химико-битуминологический анализ (горячая и холодная экстракция, 25 обр.), хроматографический анализ бнгумоидов и нефтей (15 обр.), хроматомасс-спектрометрия насыщенной и ароматической углеводородных фракций битумоидов и нефтей (40 обр.). Весь комплекс геохимических исследований для данной работы выполнен автором самостоятельно в лабораториях кафедры и Нидерландского института морских исследований (НИОЗ). Изучение диноцист и определение возраста проводилось Н.И. Запорожец в ГИН РАН.
Апробация работы. Основные положения диссертационной работы опубликованы в научных статьях в реферируемых журналах: Organic Geochemistry (2008), Geochimica and Cosmochimica Acta (2008), Геология нефти и газа (2011), Вестник МГУ (Серия 4. Геология) (2011), а также в виде 13 тезисов докладов. Результаты исследований неоднократно докладывались на российских и международных конференциях: Ломоносовские чтения-2007, International Conference and Post-Cruise Meeting of the Training-through-Research Programme -2007 (Бремен, Германия), International Meeting on Organic Geochemistry - 2007 (Горки, Великобритания), 2009 (Бремен, Германия), ВНИГНИ-2011 и др.
Объем и структура работы. Диссертация общим объемом 169 страниц состоит из введения, 8 глав и заключения, содержит 69 рисунков, 20 таблиц. Список литературы содержит 145 наименований. Диссертация выполнена на кафедре геологии и геохимии горючих ископаемых геологического факультета МГУ.
Краткая литолого-стратиграфическая характеристика мезозойско-кайнозойских отложений
Являясь частью бассейна Атлантического океана, Чёрное море соединяется с ним на юге через Средиземное море проливами Босфор, Дарданеллы и Гибралтар. На северо-востоке оно соединяется Керченским проливом с Азовским морем.
В; Чёрное море, впадают большое.количество относительно крупных рек, таких как Дунай, Днепр, Днестр, а также более мелких — Мзымта, Псоу, Бзыбь, Риони, Кодор, Ингури (на востоке), Чорох, Кьоыл-Ирмак, Эшли-Ирмак, Сакарья (на юге), Южный Буг (на севере) и др. Водный баланс Чёрного моря складывается из следующих компонент: атмосферные осадки (230 км3 в год);: материковый сток (310 км3 в год); : . поступление воды из Азовского-мор Я (30 км3 в год);: испарение воды с поверхности моря (-360 км3 в год);: вынос воды,через пролив Босфор (-210 км3 в год) [Kostianoy, Kosarev, 2008]. Особенностью вод Черного- моря- является их. стратификация, обусловленная- разной соленостью, температурой и. сероводородным заражением придонного слоя. Циркуляция вод в море охватьшает только. поверхностный слой; воды. Данный .слой воды имеет солёность около 18 %о (в Средиземном море - 38 %о).П6верхностньШ слой:в:Чёрном-море подвержен круговой; циркуляции : циклонической; направленности: по всему периметру водоёма. Одновременно, в западной? и восточной: частях моря: существуют циркуляции воды,в антициклоническом направлении: Температура-поверхности:воды, в зависимости от времени.года,.колеблетсяот 8 до 30 С. Ниже соленость увеличивается що 22-22,5 %о, средняяз придонная! температура- составляет 8-5С, а также значительно увеличивается содержание сероводорода.
Климат Черного, моря .определяется.: его географическим положением и общей циркуляцией атмосферы.. Море расположено в; пределах двух климатических зон — умеренный пояс на севере и субтропический пояс на юге, вследствие чего, преобладают, соответственно, умеренно-континентальный и субтропический влажный типы климата.
Значительное влияние на погоду над Чёрным морем оказывает Атлантический океан, над которым зарождается большая часть циклонов, приносящих на море плохую погоду и бури: На северо-восточном побережье моря, особенно в районе Новороссийска, невысокие горы не являются преградой для холодных северных воздушных масс, которые, переваливаясь через них,, обусловливают сильный холодный ветер. Юго-западными ветрами обычно в черноморский: регион приносятся тёплые и достаточно влажные средиземноморские воздушные массы. Как итог, для большей части территории моря характерна тёплая влажная зима и жаркое сухое лето. Средняя температура воздуха в январе в центральной части моря 8С, в северо-западной части 0 - 3С, в северной части 5С, но может опускаться и до -5С, у восточных берегов 6С, на юго-востоке и юге 7 -9С. Абсолютный минимум температуры воздуха зимой на северо-западе достигает -30С, на юго-востоке -8 -15С. Снег, тем не менее, периодически выпадает в северных районах моря. Средняя температура воздуха в июле на севере моря 25-27С, максимальная не превышает 37С. Самое тёплое место на побережье Чёрного моря — побережье Кавказа в частности город Гагра на территории современной Абхазии (среднегодовая температура +17С) [Kostianoy, Kosarev, 2008].
Наибольшее количество осадков в черноморском регионе выпадает на побережье Кавказа (до 2500 мм в год), наименьшее— в северо-западной части моря (около 300 500 мм в год); на юге 750-800 мм в год. Осадки преимущественно в виде дождя. На Азово Кубанской равнине годовая сумма осадков составляет 450-600 мм. На Черноморском побережье количество осадков возрастает в южном направлении — от 417 мм в Анапе до 1500 мм в районе Сочи. На равнинах Предкавказья наибольшее количество осадков выпа дает с мая по июль, наименьшее — в зимнее время. Осадки теплого периода года, с апреля по октябрь, составляют 70-80% годовой суммы. На Восточно-Черноморском побережье период с наибольшим количеством осадков длится с сентября по февраль, с максимумом в декабре, минимум наблюдается с мая по август. Облачность за год в среднем составляет 60% с максимумом зимой и минимумом летом [Геология СССР..., 1964, 1968, 1969; www.agroatlas.ru]. Черное море более двух столетий является объектом пристального внимания, как русских, так и иностранных ученных. По характеру исследований, проводившихся-в . акватории Черного моря, историю изучения можно разделить на четыре этапа.
Первый. этап берет свое начало еще в 19 веке, когда изучение природы глубоководной впадины главным образом базировалось на; изучении; строения: ее побережья и немногочисленных исследованиях: образцов донных осадков. В 1889 г. в своем проекте;геолог Н; И. Андрусов так охарактеризовал изученность Черного моря: "располагая весьма значительным числом определений глубины для. мелководной полосы северо-западного берега Черного моря, мы не имеем для восточного и южного берегов достаточно данныхдля того, чтобьъ очертить точно стосаженную линию.- -Еще менее мы знаем; о подробностях, рельефа внутренней части- дна Черного моря.. В» подобном же состоянии, находятся и вопросы о распределении солености, плотности, температуры воды...". Именно с организации первых морских научно-исследовательских экспедиций в период с 1890 по 1891" гг. начинается;планомерное,изучение акватории Черного моря. В-результате первых работ было установлено сероводородное.заражение вод ниже глубины 200 м, описаны и обработаны пробы грунта. H.HJ Андрусовым были заложены основы. стратиграфии неоген-четвертичных отложений прибрежной зоны [Андрусов, 1926].
Классические труды этого геолога продолжили А.Д., Архангельский и Н.М. Страхов; В; публикациях А.Д. Архангельского, исходя из результатов исследования. образцов донных осадков,, были сделаны; выводы о близости литологического состава глинистых глубоководных донных отложений и майкопских олигоценовых глин на суше. Также, подробно были описаны явления оползания современных осадков на континентальном склоне. Многолетние исследования этих ученных были обобщены в монографии [Архангельский, Страхов, 1938].
Выходы углеводородов на поверхность и их геохимическая характеристика
Майкопские отложения в пределах Черного моря изучены очень слабо, прежде всего, из-за почти полного отсутствия бурения на акватории. Мощности и состав майкопских отложений, главным образом, оцениваются на основании сейсмических данных с учетом береговых скважин, вскрывших отложения данного возраста.
На основании сейсмических данных кровле майкопской толщи соответствует региональный опорный отражающий горизонт 1а, а подошве - Па. На Таманском шельфе в скважине Рифовая 302 вскрытая на глубине 600 м кровля майкопской серии совпала с вьщеленным опорным горизонтом Іа в пределах точности первых десятков метров. На Очамчирском и Гудаутском сводах, характеризующихся малой мощностью отложений майкопской серии, отражающий горизонт Па, лежащий практически горизонтально, увязан с разрезами береговых скважин Очамчире 4 и Пицунда 2 [Мейснер и др., 2003]. Карта распределения мощности майкопских отложений в Черном море приводится в работе Туголесова и др. (1985) (рис. 3.2).
Единичные разрозненные образцы пород, непривязанные по глубине, были получены из грязевулканической брекчии в пределах наиболее погруженной части Западно-Черноморского бассейна (Западно-Черноморская грязевулканическая провинция [Мейснер и др., 1996]), в прогибах Сорокина и Туапсинском. На Керченско-Таманском шельфе (месторождение Субботина) майкопская толща изучена тремя скважинами. Также информация по составу майкопских пород получена в ходе геологического картирования кавказского шельфа и континентального склона.
Проведённые Е.И. Басовым (1997) исследования обломков пород из грязевых вулканов Западно-Черноморской грязевулканической провинции показали, что наибольшее распространение имеют обломки глин темно-серых, коричневых и бурых, тонкослоистых, иногда слюдистых, обогащенных органическим веществом и пиритом. В шлифах глины темно-серые, коричневые и бурые, полупрозрачные и непрозрачные, с большим количеством примеси рассеянного органического вещества и пирита. Органическое вещество в них распределено неравномерно, встречается в прослоях, линзах и в рассеянном виде. Редко отмечаются неопределимые органические остатки (чешуйки рыб?). Содержание в глинах алевритовой примеси изменяется от 2 до 10%. Как правило, алевритовый материал представлен зернами кварца, кальцита, глауконита, мусковита, пирита и гематита. Нередко глины обогащаются слюдой до 10-15% и пиритом в виде скоплений неправильной формы.
Выделенный из обломков глин спорово-пыльцевой комплекс отвечает средней, и верхней части Майкопа Ставрополья [Конюхов и др., 1990]. Косвенным подтверждением майкопского- возраста обломков глин служит преобладание гидрослюд над смешанослойными образованиями, а также повышенное содержание в них Сорг, составляющее 1,20-9,17% при среднем значении ,76% Pvanov et al., 1996].
Также среди обломков встречены различные разновидности кварцевых и глауконит-кварцевых песчаников. Результаты споро-пыльцевого анализа указывают на то, что песчаники мезомиктовые кварцевые с карбонатным цементом имеют олигоценовый возраст (пыльца Dejlandrea phosphorUica). Такой же олигоценовый возраст был определен и для олигомиктовых кварцевых песчаников. К майкопским отложениям также относятся глауконит-кварцевые песчаники. Это подтверждается находкой» пыльцы Dejlandrea phosphorUica и Distatodinium spp. Особенностью майкопских песчаников в этом районе является их обогащенность глинистым веществом, по сравнению с одновозрастными отложениями Керченского и Таманского полуостровов, а также их мелкозернистая псаммитовая структура [Басов, 1997].
В Туапсинском прогибе обломки майкопских глин были подняты из вулкана Нефтяной»на антиклинали Геоэко [Deep-water cold seeps..., 2007; Kozlova, 2007]. Темно-серые и серые-обломки (рис. 6.1) размером до 5см содержат характерные для среднего Майкопа Предкавказья форминиферы: Haplophragmoides kfurendagensis kfurendagensis Morosova, К canadensis Orb., H. deformabilis Subbotina, H. sp., Cyclammina turosa Ter-Grig., C. sp., Ammodiscus tenuiculus Subb., A. incertus (Orb.), A. sp., Trochammina off. concentricus Тег-Grig, Hyperammina djanaica Bogd., H. sp., Rhabdammina cylindrica GL, Ammobaculites sp., Reophax sp., Lagenasp. [Мейснер, 2010].
На Керченско-Таманском шельфе (месторождение Субботина) майкопская толща изучена в трех скважинах (рис. 3.3). Мощность отложений данного возраста в этой части прогиба составляет 1890 м. Кровля Майкопа отмечена на глубине 984м, подошва — 2875 м (в скважине 403). Большая часть разреза майкопских пород сложена алеврито-глинистыми отложениями. Пласты песчаников встречаются в нижней и средней части толщи. Обращает на себя внимание насыщенность песчаных прослоев углеводородами.
Имея, столь ограниченную информацию о литологии майкопских пород в акватории Черного моря, для их более полной характеристики на; данном этапе приходится привлекать данные по сопредельной суше. На суше майкопские отложения1 изучены в обнажениях и скважинах на Керченском и Таманском полуостровах, в Западном Предкавказье, Абхазии и Грузии.
Майкопские отложения по внешнему виду и литологическому составу на прилегающей к ч Черному морю суше отличаются как от подстилающих, так и от перекрывающих пород, что и позволяет традиционно выделять их как самостоятельную стратиграфическую единицу. Характерными особенностями этих пород являются преобладание в составе неизвестковистых глин и внешний вид (скорлуповатая, сфероидальная отдельность в обнажениях, ожелезнение, ярозитизация, загипсованность с поверхности) [Белуженко, 2010].
Газовая «хроматография - масс-спектрометрия и применение метода в нефтяной геохимии
Хроматографическое изучения битумоидов Керченско-Таманского прогиба показало, что в некоторых образцах глинистых пород майкопской серии при равных концентрациях Сорг и хлороформенного битумоида наблюдается разница в распределении высокомолекулярных н-алканов с С22 по Сг8- В одном случае преобладают нечетные н-алканы, а в другом — четные. Это объясняется различием в механизме перехода ОВ в УВ — нечетные н-алканы образовались в результате декарбоксилирования четных жирных кислот, в то время как генерация четных алканов протекала иным путем [Петриченко, 2000]. В большинстве образов отмечены повышенные содержания С29 и Сзі за счет фоссилизации коры высших растений и их листьев, соответственно.
В Западно-Кубанском прогибе содержание Сорг в майкопских глинах изменяется от 0.1 до 9.3% (среднее 1.46%). Значения нефтегазоматеринского потенциала (S1+S2) варьируют от очень низких (0.06 кг УВ/т породы) до высоких (20 кг УВ/т породы), среднее — 1.36 кг УВ/т породы. Также отмечено, что значения Сорг в нижнем Майкопе в 2 раза выше, чем в верхнем- - 2.4% и 1%, соответственно. По площади отмечается рост нефтегазоматеринского потенциала и Сорг в восточном направлении. Так в пределах Таманского полуострова среднее значение Сорг и (S1+S2) составляет 0.87% и 0.77 кг УВ/т породы, в центральной части - 1.1% и 1.81 кг УВ/т породы, а на востоке 1.2% и 2.74 кг УВ/т породы [Петриченко, 2001]. По данным метода RockEval тип ОВ преимущественно Ш (рис. 5.5 в, г), но более детальные исследования деминерализованного керогена указывают на присутствие ОВ с высоким нефтематеринским потенциалом [Сен-Жермес и др., 2000]. Также отмечено, что в скважине Кубанская СГ-12000- отложения среднего Майкопа характеризуются меньшими значениями водородного индекса, чем отложения верхнего Майкопа (рис. 5.5 г), то есть наличием ОВ с меньшей долей сапропелевой составляющей.
Увеличение нефтегазоматеринского потенциала и содержания органического вещества в нижнеолигоценовой части разреза майкопской серии (свиты гапехская, острокодовая и морозкиной балки) отмечено также в работе Saint-Germes et al. (2000). В пределах Кумской зоны поднятий, которая, находится восточнее Индоло-Кубанского прогиба, содержания Сорг и нефтегазоматеринский потенциал пород остракодовой свиты майкопской серии достигают значений 20% и 40 кг УВ/т породы, соответственно (средние значения 6% и 10 кг УВ/т породы). Водородный индекс варьирует от 300 до 500 мг УВ/г Сорг. Все эти значения характеризуют отложения нижнего олигоцена как высокопотенциальную нефтематеринскую толщу.
Большой интерес представляют данные геохимических исследований ОВ майкопских отложений Сочи-Адлерской депрессии, так как она является прямым продолжением Туапсинского прогиба на современной суше [Туголесов и др., 1985]. Содержание битумоида в породах мацестинской и хостинской свит (нижний олигоцен) изменяется от 0.08 до 0.156%. В изученных по реке Мзымта майкопских глинах содержание Сорг варьирует от 0.67 до-1.81%, генерационный»потенциал (S1+S2) - от 0:7 до 5.3 кг УВ/ т породы водородный индекс — от 76 до 282 мг УВ/ г Gopr. Кероген имеет смешанный гумусово-сапропелевый состав и относится :типу П-Ш- (рис. 5:5 е). Градации катагенеза по данным RockEval соответствуют верхней границе МК1, то есть самому началу ГЗН [Баженова и др:, 2006]; В- пределах. Грузии;насеверном борту- Рионской впадины. (обнажения- Бзыбь, Очамчире, Маджорка, Джагли) содержание Gopr, и битумоида изменяются в іішроких пределах от 0.33 до 2.92% (среднее 1.08%) и 0.001-ОЛ56%. (среднее 0.032%), соответственно, среднее: значение битумоидного коэффициента невелико — 3%, хотя в отдельных случаях оно- достигает 7%. Битумоид характеризуется, повышенным . содержанием смолисто-асфальтеновьк компонентові (более, 60%) и? невысоким — масел (около 30%),- что: свидетельствует о слабой5 катагенетической преобразованностш.ОВЇ в« указанной частирегиона [Robinson etal;, 1996]; . Таким .образом,, рассмотрев нефтегазоматеринские.характеристики майкопских отложений вразныхрайонах, окружающихЧёрноеморе, можно сделатьряд выводов:: 1. Майкопские отложения сформированные в v едином? седиментаїщонномі бассейне, довольно резко: различаются; по содержанию OB; и величине генерационного потешщалаі(81+82): доыКерченско-Таманского прогиба:-Gopr от 0В до 7%, (S1H-S2) варьирует от 0.2 доП9 кг УБ/т порода, для; Западно-Кубанского прогибаі -Єорг от 0.1 до 9:3% (среднее 1.46%), (S1+S2) от 0.06 до 20 кг, УВ/т породы (среднее - 1.36 кг УВ/т породы); для Сочи-Адлёрской депрессии - Gopr от 0.67 до. 1.81%, (S1+S2) варьирует от 0.7 до 5:3 кг УВ/т породы, Рионская; впадина. - Gopr от 0:33 до 2.92% (среднее 1.08%). Судя поневысокимзначениям водородного индекса; (Н1 = 86-465 мг УВ/г Сорг) ОВ относится;к смешанному гумусово-сапропелевому типу (ІІ-ІШ тип); причем; В; ОВ: Керченского полуострова гумусовая составляющая значительно преобладает (III тип). 2.. Постратиграфической приуроченности повышенным-НМ потенциалом, то есть. Єорг 2% и. (S1+S2) 6 кгУВ/тпороды- обладают породы нижнего Майкопа (хадумская свита).. Такая закономерность установлена в Керченско-Таманском и Западно-Кубанском: прогибах (значения Сорг в нижнем Майкопе в 2 раза выше, чем в верхнем — 2.4% и 1%, соответственно), а также восточнее в пределах Кумской зоны поднятий. 3. По площади Северного Предкавказья отмечается ухудшение нефтематеринского потенциала майкопских пород в направлении Черного моря. 4. В пределах Керченского полуострова и Сочи-Адлерской депресси майкопские отложения находятся на градации катагенеза ПК-начало МК1, то есть на стадии созревания и продуцируют, главным образом газ. Массовая генерация и эмиграция жидких УВ в них еще не начались, что подтверждается, как правило, невысокими значениями pM и Si. В Западно-Кубанском прогибе отложения майкопской серии находятся в ГЗН [Фадеева, 1973].
Осадочный бассейн, включающий прогибы Индоло-Кубанский, Керченско-Таманскийи Сорокина
Для гумусового ОВ характерны относительно высокие содержания нормальных алканов состава H-C25-33 с максимумом распределения на н-Сг7Д9- Показатели i-Сі9(пристан)/н-Сі7 и і-С2о(фитан)/н-Сі8 возрастают от нефтей, генетически связанных с сапропелевым ОВ, к нефтям, генерированным гумусовым ОВ.
Надежным индикатором типа исходного органического вещества является распределение стерановых УВ состава С27, С28, С29, т.к. относительное содержание этих гомологов не изменяется по мере созревания ОВ: По мнению многих исследователей, преобладание С29 гомолога указывает на большой вклад в исходное ОВ наземной растительности, доминирование же стеранов С27 свидетельствует о значительном вкладе водорослевого ОВ. При расчетах используется сумма четырех изомеров каждого стерана: 5al4al7a(20S+20R) и 5al4pl7p(20S+20R).
Отношение стеранов к гопанам отражает вклад эукариотов (высшие растения или водоросли) и прокариотов (бактерии) в исходное ОВ. Высокие концентрации стеранов вкупе с высоким значением показателя Стераны/Гопаны ( 1) свидетельствует о морском ОВ со значительным вкладом планктоногенного и/или бентосного ОВ.
Заметная примесь континентального сноса в дельтах больших рек ведет к образованию 18а- и 18Р - олеананов. Нефти, генерированные из континентального ОВ, часто имеют повышенные концентрации гаммалупана, олеанана и тетрапиклического терпана состава С24.
Окислительно-восстановительные обстановки осадконакопления. Для определения Ph условий во время накопления ОВ часто используется такой показатель, как отношение пристана к фитану і-Сі9(пристан)/і-С2о(фитан). Оба этих, изопреноидных УВ образуются из фитола. фототрофических организмов. В восстановительных условиях из фитола образуется преимущественно фитан, в субокислительных - пристан. Поэтому преобладание фитана характерно для реликтовых структур морского генезиса, а доминирование пристана - для лагунно-континентальньгх и шельфовых обстановок.
Высокие значения ( 1) соотношения гомогопанов C3s(22S+22R)/C34(22S+22R) указывают на резко восстановительные условия осадконакопления и диагенеза. На такие же условия» указывают более высокие концентрации высокомолекулярных гомогопанов С33-С35 по сравнению с низкомолекулярными.
Важным индикатором обстановок осадконакопления является также отношение 28,30-бисноргопана Сг8 к гопану Сзо (Н28/Н30). Происхождение бисноргопана связано с особыми бактериями, существовавшими в обстановках от слабовосстановительных до сильноокислительных.
Степень преобразованности органического вещества (для нефтш -органического вещества на момент генерации). Информацию о термической преобразованности нефтей и ОВ пород можно получить, изучая стерановые и гопановые УВ. В процессе катагенеза изменяется исходная (биологическая) конфигурация. данных УВ. Например, стераны, имеющие при 20-м углеродном атоме 2(Ж-конфигурацию, трансформируются в более стабильные с 208-конфигурацией. Соотношение 20S/20S+20R (как правило состава С29) может быть использовано для оценки катагенетического преобразования ОВ. При средних стадиях катагенеза значение этого параметра достигает значений 0.5 - 0.55, соответствующих равновесным. Дальнейшее созревание ОВ не приводит к изменению значения- параметра выше достигнутого (равновесного уровня (превышение этих значений может свидетельствовать о селективном удалении стерана 5а14а17а 20R бактериями).
Другой стерановый. параметр; который часто используется для оценки термической- зрелости УВ, это соотношение между новообразованными в катагенезе изостеранами и «биологическим» стераном (5 xl4pi7P(20S+20R)/5al4pi7p (20S+20R)+5al4al7a (20S+20R)). Равновесное значение параметра достигает 0.85.
Среди терпановых УВ наибольшее значение для оценки термической зрелости имеют два эпимера трисноргопана состава С27 - 18а(Н)и 17а(Н). Первый из них (Ts) термически более стабилен, чем второй (Тт). Их отношение возрастает от очень низких величин в незрелых битумах и нефтях, достигая значений, равных Г в-ГЗН и 5-10 - на поздних стадиях катагенеза Часто используется также отношение моретанов к гопанам: конфигурация 17р2la - гопанов (моретаны) менее стабильна, чем 17a2ip - гопанов, поэтому величина, соотношения MOR(29+30)/HOP(29+30) уменьшается, с увеличением термической зрелости ОВ материнских пород.
Содержание высокомолекулярных триароматических стероидов в нефтях уменьшается по мере катагенеза в связи с отщеплением от них боковых цепей. Поэтому значения- показателей, использующих соотношения высоко - к низкомолекулярным триароматическим УВ увеличивается со зрелостью. Обычно используются следующие показатели: (ТА20+21)/(ТА20+21+26+27+28), TA21/(TA21+TA28R) и TA20/TA28(S+R). Картина распределения нормальных и изопреноидных алканов состава С12-33 также сильно меняется по мере катагенетических преобразований. Несколько возрастают концентрации н-алканов, особенно низкомолекулярных, выполаживается кривая их концентрационного распределения, и максимум смещается в более низкомолекулярную область, коэффициент нч/ч приближается к единице.
Биодеградация. Процессы бактериальной переработки ОВ пород и нефтей приводят к изменению первоначальной картины распределения биомаркеров, поэтому важно, приступая к интерпретации вышеперечисленных факторов, точно установить степень этого воздействия. Наиболее характерным изменением в составе биомаркеров при процессах биодеградации является новообразование 25-норгопанов за счет элиминирования метильной группы при С-10, а также селективное удаление стеранов с биологической конфигурацией. Состав устойчивых эпимеров стеранов и гопанов начинает изменяться только на очень глубоких стадиях биодеградации.
Чрезвычайно устойчивы к процессам биодеградации три- и тетрациклические терпаны. Данные соединения сохраняются в составе битума при полной деградации стерановых и гопановых УВ.
