Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Геологическое строение Индоло-Кубанского прогиба . 7
1.1. Стратиграфия. 7
1.2. Современная структура Индоло-Кубанского прогиба . 29
1.3. Нефтегазоносность. 48
Глава 2. Роль геохимических методов в оценке перспектив нефтегазоносности . 64
2.1. Понятие о нефтематеринском потенциале. 64
2.2. Методы определения нефтематеринского потенциала 72
Глава 3. Геохимическая характеристика ОВ кайнозойских отложений . 81
Глава 4. Условия формирования потенциала майкопско толщи. 138
Глава 5. Условия реализации нефтематеринского потенциала . 158
5.1. Геотермический режим Индоло-Кубанского прогиба. 158
5.2. Распределение зон катагенеза в Индоло-Кубанском прогибе . 168
5.3. Майкопская толща-основная нефтепроизводящая толща 183
Заключение. 191
Список литературы. 194
- Современная структура Индоло-Кубанского прогиба
- Методы определения нефтематеринского потенциала
- Распределение зон катагенеза в Индоло-Кубанском прогибе
- Майкопская толща-основная нефтепроизводящая толща
Введение к работе
Актуальность: Индоло-Кубанский прогиб относится к старейшему нефтедобывающему району России. Поиски новых месторождений в старых нефтедобывающих районах, типа Предкавказья, с хорошо развитой инфраструктурой в настоящее время особенно актуальны. Объектами поиска могут быть акватории Азовского и Черного морей, ловушки неструктурного типа, в том числе в породах майкопской серии. Майкопская толща олигоцен-раннемиоценового возраста распространена на огромной территории от Аральского моря- на востоке до Болгарии- на западе. Она рассматривается в качестве классической нефтепроизводящей толщи с собственной нефтегазоносностью и является главным источником кайнозойских и, возможно, верхнемеловых нефтей. В тоже время, установленная нефтеносность этого региона заметно ниже, чем могла бы дать такая мощная нефтепроизводящая толща. Но именно теперь, когда вопрос повышения добычи УВ-сырья и открытия новых залежей в старых изученных районах стоит особенно остро, важно дифференцированно определить реализованный потенциал майкопской серии.
Майкопская серия- старейший объект изучения ОВ. В геохимическом плане майкопская серия исследуется достаточно давно. Изучалась она многими вьщающимися учеными, прежде всего Н.И. Андрусовым, А.Д. Архангельским, И.М. Губкиным, Н.М.Страховым, Н.Б.Вассоевичем, В.Н.Холодовым. Большой вклад в изучение ее внесли работы Т.А.Ботневой, А.В.Бочкарева, С.Т.Короткова, Ю.И.Корчагиной, Т.Б.Микериной, Д.А.Мирзоева, Г.М.Парпаровой, М.Л.Сен-Жермес, С.А.Сидоренко, З.П.Скляровой, А.С.Столярова, Е.И.Тараненко, Н.П.Фадеевой и др. Именно на этом объекте и были разработаны многие современные представления о геохимии ОВ, положения о главной фазе нефтеобразования и др.
Цель работы: Дифференцированная оценка нефтематеринского потенциала майкопской серии с использованием современных методов органической геохимии, включающих пиролиз, термолиз керогена и газожидкостную хроматографию, прежде всего для недостаточно изученных в отношении геохимии районов - Керченского и Таманского полуостровов и сопоставление этих данных с относительно хорошо изученными районами Западного Предкавказья. Попытка решения некоторых задач методического характера: сопоставление широко используемых пиролитических данных с результатами, полученных методами классической органической геохимии. Основные задачи исследования:
1) Установление характера распределения основных геохимических параметров в разрезах скважин майкопской серии по отдельным районам Индоло-Кубанского прогиба и изменения их по разрезу и площади.
2) Установление закономерностей изменения нефтематеринского потенциала органического вещества (ОВ) и пород и степени его реализованности по площади и разрезу.
Использование геохимических параметров для реконструкций условий осадконакопления в разных частях майкопского бассейна.
Установление положениея очага нефтегазообразования по комплексу катагенетических показателей.
5) Геохимический анализ нефтей майкопской серии и корелляция их состава с ОВ майкопской серии.
6) Сопоставление пиролитических данных с общепринятыми катагенетическими показателями зрелости ОВ и нефтей.
Научная новизна работы: Изучение характера распределения геохимических параметров по площади и разрезам прогиба показало, что несмотря на общее сходство литологического состава отложения достаточно резко отличаются по содержанию Сорг и величине генетического потенциала. Установлено повышение потенцаала ОВ и пород в Левкинском и Хадыженском районе; пачки с повышенным генетическим потенциалом приурочены, главным образом, к нижней (нижний олигоцен) и средней (верхний олигоцен) части разреза майкопской толщи. Улучшение качества ОВ и повышение его потенциала с запада на восток связано с уменьшением в этом же направлении терригенной составляющей в исходном ОВ, что подтверждается распределением биомаркеров. Относительно невысокие значения генетического потенциала майкопских отложений обусловлены совокупностью ряда факторов: биоценотических, палеогеографических и гидродинамических условий осадконакопления. По характеру соотношения стерановых углеводородов в ОВ и соответствующих им нефтей с учетом других биомаркеров в районе установлено 2 типа ОВ. По комплексу показателей зрелости установлено, что кровля главной зоны нефтеобразования опускается до 4-4,5 и более километров в наиболее прогнутых частях прогиба, с большей мощностью отложений и распространением грязевого вулканизма и криптодиапировых складок.
Практическая значимость: Установленные закономерности распределения основных геохимических параметров в нефтегазоносных толщах позволяют прогнозировать величины генерационного потенциала в невскрытых бурением частях прогиба и акваториях Азовского и Черного морей. Значения генерационного потенциала, определенные методом пиролиза, занижены за счет адсорбционного влияния матрицы, снижение которого происходит в среднем мезокатагенезе. Определение более глубокого положения очага нефтеобразования в опущенных частях прогиба позволит обосновать перспективы нижних горизонтов кайнозойского разреза (более 5-6 км) на жидкие УВ.
Апробация работы: Основные положения диссертации изложены в двух статьях и 4 тезисах, а также доложены на третьей международной конференции в Констанце, на конференции Ломоносов-98, Ломоносов -99.
Фактический материал: Автором были отобраны образцы в обнажениях майкопской серии Керченского полуострова. Кроме того, ипользован каменный материал, отобранный автором в кернохранилище
Ахтырского НГДУ (Краснодарский край, п. Ахтырский). Были выполнены определения Сорг (25обр.) и ТОС (162обр.), пиролиз по методу Рок-Эвал (162обр.), химико-битумологический анализ (горячая и холодная экстракция 35обр.), хроматогафический анализ (35обр.), хроматомасс-спектрометрия (21 обр.), экстракция и хроматография битумоидов и нефтей сделаны в лаборатории кафедры. Пиролиз и хроматомасс-спектрометрические исследования выполнен в лаборатории в Университете Пьера и Мари Кюри-Париж 6.
Объем и структура работы: Диссертация состоит из введения, 5 глав и заключения, содержит 71 рисунок, 12 таблиц. Список литературы содержит 119 наименований. Диссертация выполнена на кафедре геологии и геохимии горючих ископаемых геологического факультета МГУ.
Автор выражает глубокую благодарность научному руководителю доктору геолого-минералогических наук, профессору O.K. Баженовой, старшему научному сотруднику, кандидату геолого-минералогических наук Н.П. Фадеевой, сотрудникам лаборатории органической геохимии В.А. Левченко, Г.Ф. Артамоновой, а также преподавателям и сотрудникам кафедры геологии и геохимии горючих ископаемых МГУ, консультациями которых пользовался на протяжении всего времени обучения. Помощь при проведении полевых работ оказывали кандидаты геолого-минералогических наук И.А.Воскресенский, С.Ф.Сидоренко, сотрудник Ахтырского НГДУ
О.С.Степанова, которым автор выражает искреннюю признательность.
В работе защищаются следующие положения:
1. Резкие вариации в величине генетического потенциала ОВ и пород майкопской серии по разрезу и по площади, определяемые комплексом биоценотических, гидродинамических, седиментологических и диагенетических факторов.
2. Значительная нереализованность генерационного потенциала во вскрытой части разреза, обусловленная глубоким положением очага нефтегазообразования в майкопской толще, рассматриваемой в качестве закрытой системы.
3. В мощных глинистых толщах, в условиях неравномерного изменения мощностей, ограничены воможности использования коэффициента OPI и Тмах в качестве показателей зрелости.
Современная структура Индоло-Кубанского прогиба
Индоло-Кубанскому прогибу и входящему в его состав основному производителю нефти на Кубани, Западно-Кубанскому прогибу, посвящены многочисленные и разносторонние исследования. Современные представления о его строении основываются на работах Г.Д. Ажгирея, В.В. Белоусова, М.С. Бурштара, В.Н. Буряка, И.А. Кондратьева, СИ. Горлова, СВ. Котова, В.Л. Крипиневича, В.А. Гросгейма, А.И. Дьяконова, И.П. Жабрева, Н.М. Карпенко, СТ. Короткова, В.И. Корнеева, Ю.А. Косыгина, П.К. Ляховича, Н.Е. Митина, СН. Митина, М.В. Муратова, Б.Н. Никифорова, В.П.Пекло, М.Р. Пустилъникова, СФ. Сидоренко, Н.А. Сягаева, Н.П.Фадеевой, А.Н Шарданова, М.А. Шаулова, Е.Л Щерик, В.Е. Хаина, И.И. Хандуса и др.
Индоло-Кубанский прогиб входит в состав региона, называемого Западным Предкавказьем. В тектоническом отношении Западное Предкавказье является частью обширной эпигерцинской Скифской платформы, которая занимает промежуточное положение между докембрийской Русской платформой и альпийским складчатым сооружением Большого Кавказа. Южный, подвижный край эпигерцинской платформы представляет переходную область между типичной платформой и геосинклиналью. Эта область включает в себя Западно-Кубанский прогиб, Восточно-Кубанскую впадину и Адыгейский выступ Центрального Кавказа, которые в раннем и среднем кайнозое (мел -палеоген) представляли собой зону перикратонных опусканий и граничили с альпийской геосинклиналью Большого Кавказа. В современном плане геосинклиналь представлена горной складчатой системой, ограниченной с севера и юга глубинными разломами.
Фундамент Западного Предкавказья гетерогенный, резко дифференцированньш (амплитуда достигает в отдельных случаях более 1000м). На большей части территории Западного Прекавказья он слагается дислоцированными породами палеозоя, а на севере - в раойне Ростовского выступа - глыбами кристаллических пород докембрийского возраста. В рельефе фундамента Западного Предкавказья выделяются положительные элементы - Ставропольское, Озек-Суатское, Ейско-Березанское сводовые 9 поднятия, Ростовский выступ и вал Карпинского; а также отрицательные 7 элементы - Азово - Кубанская впадина, расположенная между Ставропольским и Ростовским выступами, Чернолесский прогиб и Кумско - Манычская впадина. Фундамент Западного Предкавказья перекрыт мощным чехлом мезо-кайнозойских отложений, который подразделяется на два структурных этажа -нижний и верхний, отделяющихся друг от друга регионально выраженным перерывом и угловым несогласием.
К нижнему структурному этажу относятся породы триасового и юрского периодов (переходный комплекс), к верхнему - от мелового до плиоценового. Верхний структурный этаж, в свою очередь, подразделяется на два структурных подэтажа - нижний и верхний. Нижнему подэтажу (меловые -эоценовые отложения) свойственна субмередиональная фациально- х тектоническая зональность. По этому признаку в пределах Западного Предкавказья выделяют: Каневско - Березанскую зону поднятий, Усть -Лабинский и Адыгейский выступы, Восточно - Кубанскую, Черкизовскую и Ейскую впадины.
Верхний структурный этаж слагают олигоцен-плиоценовые отложения. Характерной особенностью его является ярко выраженное субширотное простирание пород и менее интенсивная их дислоцированность. В структурном плане олигоценовых отложений Западного Предкавказья прослеживается единая Азово-Кубанская впадина, состоящая из более мелких стрктурных элементов.
Индоло-Кубанский краевой прогиб сформировался перед фронтом альпийских орогенных поднятий, вдоль края Скифской платформы в олигоцене-неогене. В современном плане Индоло-Кубанский прогиб состоит из двух прогибов, несколько смещённых относительно друг друга по Керченско-Таманскому разлому - в западной части Индольский, в восточной - Западно-Кубанский. Западно-Кубанский прогиб занимает восточную часть Индоло-Кубанского и расположен к югу от Тимашевской ступени (Рис. 1.2.1). Заложенный как синорогенный прогиб в начале олигоцена в краевой части Скифской платформы, Западно-Кубанский прогиб выполнен мощными молассовыми формациями олигоцен-четвертичного возраста. Поперечный профиль Западно-Кубанского прогиба отличается ассиметрией, особенно резко на западном участке, где ось прогиба по майкопским отложениям прижата к его южному борту.
В Западном направлении Западно-Кубанский прогиб расширяется, а днище его погружается: глубина подошвы Майкопа вдоль осевой части прогиба меняется в этом направлении от 2000 до 6000 м, в районе Анастасиевско-Троицкого месторождения, за Джигинским разломом отмечается еще большее погружение. В восточной части прогиба по данным сейсморазведки по палеозойским, мезозойским и палеоценовым отложениям выделяется пологий Шапсуго-Апшеронский вал, простирающийся соответственно положению прогиба. Вал погружается в западном направлении и на меридиане ст. Федоровской растворяется в общей его структуре. Северная граница Западно-Кубанского прогиба проходит по системе нарушений, объединяющихся в Новотитаровский (Тимашевский) высокоамплитудный разлом, который в осадочном чехле выражен флексурой, а в фундаменте серией сбросов, установленных сейсморазведкой. С востока прогиб по Цицинскому и Курджипскому разломам граничит с Адыгейским выступом, являющимся составной частью Северо-Кавказского краевого массива (Хаин, Ломизе, 1961), а на юге граница проходит по Ахтырской шовной зоне (Пшекиш-Тырныаузский разлом) с многокилометровой амплитудой
Методы определения нефтематеринского потенциала
Четвертый структурный этаж представлен отложениями от тарханского горизонта до четвертичных. В его строении принимают участие карбонатно-глинистые породы. Осадки этажа развиты только в северной части района, где они перекрывают более сложно построенные нижележащие отложения.
В пределах района выделены две структурно-тектонические зоны: Южная зона характеризуется развитием в ее пределах криптодиапировых узких антиклиналей, разделенных между собой синклинальными прогибами северо-восточного простирания. В геологическом строении зоны принимают участие породы двух этажей - нижний сложен карбонатно-глинистыми породами мела, палеоцена и эоцена, верхний глинистыми осадками олигоцена-миоцена. В пределах этой зоны расположены Карангатская, Дюрменская, Качинская, Белобородская, Куйбышевская, Вулкановская, Кировская антиклинали и Краснофлотская, Черноморская синклинали.
Северная структурная зона занимает северную часть полуострова и характеризуется развитием в ее пределах складчатых структур всех четырех этажей, которые образуют антиклинальные валообразные поднятия, разделенные широкими синклинальными прогибами.
Формирование северной и южной зон в неогеновый период шло неодинаково. В то время как южная была приподнята и являлась областью сноса, в северной шло отложение карбонатно-песчано-глинистых пород. В северной зоне структурные планы отложений палеогенового и неогенового отделов обусловлены направлениями межблоковых разломов. В южной части они субширотного простирания, а в северной имеют северо-восточные направления. В пределах зоны расположены Королевская, Слюсаревская, Фонтановская, Красногорская, Мысовская, Белокаменская антиклинали и Кашинская, Ленинская, Чегерчинская синклинали.
Индоло-Кубанский прогиб приурочен к одноименной нефтегазоносной области, которая является частью обширного Азово-Кубанского НГБ. В ее пределах выделяют несколько нефтегазоносных районов: Хадыженский, Левкинский, Джигинско-Варениковский, Керченско-Таманский и НГР Платформенного борта прогиба..
Южный борт восточной части Индоло-Кубанского прогиба - (Западно-Кубанского прогиба) - это узкая, сложнопостроенная зона, к которой приурочены многочисленные сравнительно небольшие, различно построенные месторождения нефти и газа, протягивающиеся от г. Хадыженска до побережья Азовского моря. По типу строения, а также исходя из характера распределен нефтегазоносности здесь выделяется ряд зон нефтегазонакопления, причем, иногда отдельные месторождения включены в ту или иную зону несколько условно. Общей закономерностью в строещвк местерождениий/ южного борта \ прогиба является общее усложнение их строения с востока на запад. Если на западе в пределах ХадыженскоНГР преобладают сравнительно простые залежи литологического и структурно-литологического типа, то в пределах Левкинского НГР нефтяные месторождения имеют сложное строение из-за многочисленных разрывных нарушений, осложняющих локальнне поднятия. Еще западнее, в Джигинско-Варениковского НГР, локальные поднятия осложняется диапирами, что определяет сложность строения как отдельных залежей, так и на месторождениях в целом.
Хадыженский НГР расположен в восточной части южного борта, в зоне моноклинального залегания майкопских и более древних отложений и приурочен к северной полосе моноклинального залегания пород с залежами преимущественно структурно-литологического типа. Месторождения самой восточной части этого района связаны с лотологическими залежами заливообразного типа, а также с отдельными линзовидньїми литологически изолированными залежами. Здесь расположены нефтяные месторождения: Соколовогорское, Хопры, Нефтегорское, Хадыженское, Кабардинское, Асфальтовая гора, Широкая Балка, Камышановая Балка, Кутаисское, Абузы и некоторые другие. Каждое из тих месторождений приурочено к соответствующему заливу линии выклинивания песчаных горизонтов майкопской толщи, которых здесь в общем насчитывается восемь. Большинство нефтяных месторождений многопластовые, некоторые с газовыми шапками, иногда структурно-литологического типа (Рис. 1.3.1). Нефть Хадыженского месторождения относится к малосернистым (серы 0,21-0,28%), высокопарафинистым (парафина 6,6-9,0%), смолистым.
Западне описанных выше месторождений располагается группа месторождений, объединяемых в Калужскую антиклинальную зону. В нее включены месторождения Узун (Кипячая) н Дыш, объединяемые иногда в одно Ключевое месторождение, а также Калужское, Новодмитриевское. Наиболее восточное Ключевое месторождение еще является продолжением Нефтегорско-Хадыженской зоны с характерными для нее литологическими залежами в майкопских отложениях. Более западные месторождения приурочены к Калужской антиклинальной зоне, к соответствующим локальным поднятиям которой приурочены месторождения. К сводовым частям этих складок приурочены залежи в кумской свите верхнего эоцена, вдоль северного крыла этой зоны протягиваются заливообраяные залежи в майкопских отложениях. В результате этого в пределах Калужской зоны залежи различных типов как бы накладываются друг на друга.
Распределение зон катагенеза в Индоло-Кубанском прогибе
Кроме того, пониженные температуры в опущенном блоке обусловлены, по-видимому, выносом тепла из глубоких частей разреза майкопской серии, разгрузкой в процессе грязевулканической деятельности. Именно к глубокопогруженным майкопским отложениям Таманского и Керченского полуостровов приурочено основное количество грязевых вулканов.
Итак, анализ данных по распределению температур показал, что максимально прогретым районом Индоло-Кубанского прогиба является Хадыженский участок, он же характеризуется максимальным разбросом значений температур на сходных глубинах. Минимально прогрет Керченско-Таманский район, особенно его глубоко погруженная часть. Минимальные температуры по всей площади Индоло-Кубанского прогиба приурочены к зонам развития грязевого вулканизма, диапировых и криптодиапировых складок, соответствующим наибольшей мощности майкопских отложений.
Катагенез - направленный по действию комплекс постдиагенетических процессов, протекающих в осадочных породах вплоть до их превращения в метаморфические. Главными факторами обуславливающими катагенетическое изменение пород и, соответственно, заключенного в них ОВ, являются температура и давление; причем, степень катагенетической преобразованности пород зависит от длительности воздействия этих факторов. Конкретные значения температуры и давления и изменения их во времени определяются особенностями геологического развития региона.
По общему мнению большинства ученых, исследовавших воздействия катагенеза на осадочные породы НГБ в процессе их истории геологического развития (Амосов И.И., Вассоевич Н.Б., Неручев С.Г., Вышемирский B.C., Левенштейн М.Л., Тайхмюллер М. и Р., Конторович А.Э., Нестеров И.И., Успенский В.А., Тиссо Б., Бостик Н. и др.), важнейшим фактором катагенеза является температура. Роль давления в качестве важного фактора катагенетических преобразований изучена еще недостаточно. Как считают Нестеров И.И., Конторович А.Э. и др. давление, в пределах температур, обычных для осадочного чехла, значительно больше влияет на минеральную часть породы, чем на процессы преобразования ОВ; увеличение давления за счет замедленного оттока образовавшихся газообразных продуктов способно затормозить процессы преобразования ОВ. Под очагом генерации УВ понимают те комплексы нефтегазоматеринских отложений, которые находятся в ГЗН и достигли термобарический условий, отвечающих ГФН. Следовательно, изучение истории развития и формирования очагов генерации УВ включает исследование истории реализации НМ потенциала отложениями майкопской серии.
Для определения катагенетической зональности майкопских отложений и в пределах Индоло-Кубанского прогиба нами использовался комплекс показателей ОВ геохимических, углепетрографических и физических свойств пород.
В основу выделения зон катагенеза положены данные замеров отражательной способности витринита (R) и показателя преломления коллоальгинита (NKA) - как наиболее достоверным показателям уровня зрелости ОВ (информация заимствована из работ Ю.И. Корчагиной, Г.М. Парпаровой, Н.П. Фадеевой и др.). Витринит далеко не повсеместно распределен в породах майкопской серии, поэтому для определения уровня зрелости использовался комплекс косвенных показателей: степень битуминизации ОВ, состав битумоидов, коэффициенты зрелости алканов и стеранов (КІ,), коэффициенты нечетности н-алканов (Кнеч) а также замеры пластовой температуры, плотности и пористости пород, данные Rock-Eval.
Поскольку цель исследования - установление нефтематеринского потенциала и мы располагаем большим количеством определений его методом Rock-Eval, то в нашем распоряжении имелось большое количество замеров Тмах пиролиза, используемого в качестве показателя уровня зрелости. На рисунке 5.2.1. показана корреляция Тмах отражательной способности витринита (R0) для углей, на котором видна хорошая сходимость результатов. Сходимость же значений Тмах определенного по ОВ майкопской серии и ОС витринита не такая отчетливая. Мы располагаем значениями R0 по относительно небольшому числу скважин. Так по Федоровской площади (скв. СГ-1,2) граница ПК-МК по данным отражательной способности витринита располагается на глубине 3500 м, R0- 0,37% - Тмах-4270С, R-0,62% - 433С, R-0,69% - 435С: таким образом, если граница кровли ГЗН по данным замеров отражательной способности витринита (R0) и показателя преломления коллоальгинита (NKA) примерно совпадает, то ниже по разрез} значения по Тмах более растянуты: R0 -0,69% - отвечает началу МКг, то соответствующие по глубине значения Тмах -435С отвечает МК], как видно - разница на градацию. В пределах Керченско-Таманского района сходные значения Тмах резко отличаются по глубине (рис 5.2.2.): В приподнятом блоке (Северо-Таманский вал) на глубинах 3600-38007 м современные температуры 150-160С соответствуют Тмах-455-460С (рис.5.2.2.а), что могло бы свидетельствовать об окончании ГФН, однако по данным Т.Б. Микериной значения (3 - 6-8%, т.е, еще значительны для окончания ГФН; показатель катагенетической преобразованности ОВ - OPI-0,3.
Майкопская толща-основная нефтепроизводящая толща
Самому восточному, Хадыженскому, максимуму генетического потенциала соответствуют повышенные концентрации Сорг-2-6%, в характере распределения водородного индекса (HI) он не проявляется (Рис. 5.3.1, в), что вполне естественно, поскольку этот район наиболее прогрет и степень реализованности генетического потенциала наиболее значительная. Повышенная степень реализованности потенциала подтверждается отсутствием максимума и пониженными величинами водородного индекса и присутствием в этом районе месторождений нефти и газа.
Предположительный максимум по единичным значениям с учетом палеогеографических данных вырисовывается в центральной, наиболее прогнутой части ЗКП, уходящей в Азовское море. Наличие в этой части очага генерации подтверждается открытием здесь новых залежей нефти, с получением в 2000 году промышленных притоков нефти (Терноватая и Морозовское).
Глубже 4 км, а на платформенном борту ниже 2,8 км, находится значительная часть майкопской серии, потенциал которой реализовался на 30% и даже на 50%, и количество генерированных и эмигрировавших углеводородов не сопоставимо с запасами месторождений, даже при низких коэффициентах аккумуляции, т.е. значительная часть промышленных УВ скоплений пока не обнаружена. Это позволяет предположить наличие неструктурных залежей как в породах майкопской толщи, так и в кайнозойских толщах вообще. Наличие неструктурных ловушек подтверждается открытием новых залежей углеводородов на площадях: Терноватая, Морозовская, Сладковская.
Извесные же давно залежи в кайнозойских отложениях: кумской свиты, майкопской серии, чокрака, карагана содержат нефти близкие по свойствам и химическому составу.
Для установления генетических связей нефть - нефтематеринская порода было проведено исследование биомаркеров девяти проб нефтей майкопской серии. Алкановые биомаркеры майкопских нефтей из различных регионов в значительной степени сходны: максимум распредления н-алканов - С17-С19; Pr/Ph - 1,3-2,2; Pr/nC - 0,23-1,7; Ph/nCis -0,09-0,45, за исключением биодеградированных нефтей, в которых многие коэффициенты резко отличаются (Табл. 3.3).
Характер распределения стеранов, использовавшийся для корреляции нефтей и ОВ разных районов, показал их примерно сходное распределение, так, нефти и ОВ майкопской толщи Индоло-Кубанского прогиба характеризуются примерно равным количеством стерановых УВ -С27:С28:С29- В образцах ОВ также отмечается равномерное распределение стеранов, но в них отмечается некоторое снижение концентрации стерана С28- Нефти Мошкаревского месторождения (Керченский полуостров) имеет несколько другое распределение стеранов: С27:С28:Сг9 = 27:29:44. В ОВ этого района распределение стеранов - 23:16:61, т.е. так же повышена, но более резко выделяется концентрация стерана Сг9 Таким образом, по характеру распределения стерановых биомаркеров, четко отражающим условия осадконакопления, выделяется 2 типа нефтей, соответствующие 2-м типам ОВ (Табл. 3.2, Рис.3.4). Эти различия, в общем, отражаются и в характере распределения н-алканов: высокие концентрации алканов С27 и Сзі в нефтях 2-го типа.
Во всех образцах нефтей Индоло-Кубанского прогиба присутствуют 4-метилстераны, типичные биомаркеры морского ОВ. Распределение гопановых У В в нефтях также сходно: наиболее типичное С27:С29:Сз(ьСзі=10:17:45:29. Хейлантаны и олеананы присутствуют в ОВ и нефтях в чрезвычайно низких концентрациях (Рис. 3.4).
Анализ состава биомаркеров позволил установить генетическое единство нефтей и ОВ майкопской серии; на треугольной диаграмме (диаграмма Shanmugam, 1985) нефти всех регионов и ОВ попадают в одно поле (рис.5.3.2). Нефти майкопской серии отличаются по показателям зрелости. Стерановые и гопановые индексы зрелости варьируют весьма заметно. Отношение Ts/Tm изменяется от 0,65 до 2,4. Самой низкой степенью зрелости по стерановым индикаторам характеризуются наиболее глубоко залегающие нефти и образцы пород и ОВ, а наиболее зрелые нефти имеют небольшие глубины залегания, что свидетельствует о миграции их из погруженного очага майкопской толщи (рис. 5.3.3) 1). Изучение распределения основных геохимических параметров ИКП показало, что, несмотря на то, что максимальные концентрации Сорг и генетического потенциала отмечаются на западе (Керчь, Тамань), повышенные средние значения этих величин, так же как и повышенные значения водородного индекса, приурочены к Левкинскому и Хадыженскому районам., причем, пачки с лучшими геохимическими показателями присутствуют различных частях разреза, но, главным образом, в нижней - нижний олигоцен, и в средней - верхний олигоцен. Улучшение качества ОВ и повышение его потенциала с запада на восток связано с уменьшением в этом же направлении терригенной составляющей в исходном ОВ, что подтверждается характером распределения биомаркеров. 2). Несмотря на повышенные концентрации Сорг, величины генетического потенциала, в целом потенциал ОВ, определенный методом пиролиза Rock-lival, не соответствует классическим высокопотенциальным нефтема#еринским свитам. Подавляющая группа образцов относится к III типу керогена, меньшая - ко II типу. На величину нефтематеринского потенциала пород значительное влияние оказывает адсорбционное влияние минеральной матрицы. Значения потенциала, определеные методом пиролиза, занижены за счет адсорбционного влияния матрицы, снижение которого происходит в среднем мезокатагенезе. Майкопские отложения, прежде всего, рассматриваются как газоматеринские, хотя в отдельных районах и горизонтах их нефтематеринский потенциал яьно значителен и способен обеспечить формирование нефтяных месторождений с большими запасами. 3). Накопление ОВ происходило в едином морском бассейне с резко различной морфологией дна, часто в условиях дефицита кислорода, а иногда и полной аноксии. Органическое вещество, состав которого сформировался за счет фитопланктоногенного источника, с разной долей участия континентального ОВ составляющей, претерпел бактериальную переработку.
