Содержание к диссертации
Введение
1. Краткий геологический очерк 7
1.1. Стратиграфия 9
1.1.1. Стратиграфия осадочного выполнения бассейна Муджлад 15
1.1.2. Стратиграфия осадочного выполнения бассейна Мелут 21
1.1.3. Стратиграфия осадочного выполнения бассейна Голубой Нил 38
1.1.4. Корреляции разрезов 41
1.2.Тектоника 45
1.3. История геологического развития 51
1.4. Нефтеносность бассейнов Южного Судана 58
1.4.1. Теоретические основы нефте- и газообразования 58
1.4.1.1. История формирования представлений о вертикальной зональности нафтидогенеза 60
1.4.1.2. Геофлюидо динамический фактор формирования вертикальной зональности нафтидогенеза 64
1.4.1.3. Проект модифицированной схемы вертикальной зональности нафтидогенеза 67
1.4.2. Особенности нефтеобразования и нефтеносности южносуданских рифтовых бассейнов
2. Состав и степень преобразования керогена в осадках нгбюжного судана 82
2.1. Сведения о генетическом составе керогена 82
2.2. Состав керогена и степень его преобразования в бассейне Муджлад
2.3. Состав керогена и степень его преобразования в бассейнах Мелут и Голубой Нил 91
2.4. Положение ГЗН в нефтеносных бассейнах Южного Судана по данным рефлексометрии витринита
3. Условия преобразовния керогена в меловых отложениях южносуданских нгб по данным пиролитическои газовой хроматографии 102
3.1. Методические основы исследований керогена термолитическим методом 102
3.1.1. История развития и современное состояние термолитического метода 103
3.1.2. Принципиальные основы термолиза керогена в модификации РЭ-2 106
3.1.3. Интерпретация данных Рок-Эвал 114
3.2. Результаты комплексного геохимического изучения меловых пород Южного Судана 125
3.3. Особенности преобразования керогена меловых пород в НГБ Южного Судана 157
Заключение 162
Литература
- Стратиграфия осадочного выполнения бассейна Муджлад
- Геофлюидо динамический фактор формирования вертикальной зональности нафтидогенеза
- Положение ГЗН в нефтеносных бассейнах Южного Судана по данным рефлексометрии витринита
- Принципиальные основы термолиза керогена в модификации РЭ-2
Стратиграфия осадочного выполнения бассейна Муджлад
В фундаменте пан-африканской плиты в регионе Южного Судана в первом приближении выделяются три крупных метаморфических комплекса, разделённых структурными несогласиями: мигматито-гнейсовый архейский (частично, возможно, архейско-нижнепротероззойский), метаосадочный (кварцито-парасланцевый) раннего протерозоя (частично, возможно, первой половины позднего протерозоя) и зеленокаменный (метавулканогенно-метаосадочый) второй половины позднего протерозоя [4]. Бассейн Муджлад расположен между блоками фундамента. В строении южного блока - Экваториального, принимают участие два древнейших комплекса: архейский гнейсовый и метаосадочный раннего протерозоя. Первый вскрывается на большей по площади южной части блока, второй образует крупные поля в его центральной и особенно северной частях.
Севернее бассейна Муджлад фундамент выступает в поднятии гор Нуба. Здесь он почти полностью сложен гнейсами и мигматито-гнейсами архея. Лишь на крайнем северо-востоке этого поднятия среди древних гнейсов расположен зеленокаменный пояс позднего протерозоя, включающий несколько мелких тел ультрабазитов.
Бассейн Мелут находится между блоком гор Нуба и Суданско-Эфиопским поднятием фундамента. Фундамент поднятия сложен в примерно равном соотношении мигматито-гнейсами архея и вулканогенно-осадочными породами позднего протерозоя, образующими несколько крупных зелёнокаменных поясов сз-юв направления. В зелёнокаменных поясах имеются различные по размерам тела ультрабазитов, в том числе и наиболее крупный массив, образующий массив Ингассана.
Блоки фундамента отличаются друг от друга не только набором породных комплексов, но и неравномерностью проявления так называемого внутриплитного (эпикратонного) магматизма. В Экваториальном блоке установлено несколько крупных массивов щелочных пород кембрия-ордовика. В Центральном блоке гор Нуба метаморфические породы фундамента прорваны массивами щелочных пород кембрия-ордовика и перми-триаса, в том числе со смещёнными центрами внедрения. Суданско-Эфиопский блок представляет собой западный край обширного Эфиопского вулканического плато, сложенного главным образом базальтами палеогена-неогена. Установлено, что в Южном и Центральном блоках магматизм типа «горячих точек» проявлялся, причём отчасти асинхронно, задолго до заложения рифтовых осадочных бассейнов Южного Судана, а в Восточном блоке он совпал с окончанием развития этих бассейнов. В целом эпикратонный магматизм центрального типа мигрировал с запада на восток.
В обрамлениях бассейна Муджлад фундамент представлен различными метаморфизованными породами. На юго-западном обрамлении, в Экваториальной провинции, фундамент сложен гнейсами, амфиболитами, графитизироваными сланцами и мраморами, в то время как на северо-западном обрамлении, в Южном Дарфуре, он представлен гнейсами, сланцами и кварцитами. На северо-востоке и в горах Нуба он состоит из гранитов и гранодиоритовых гнейсов, слюдистых и графитизированных сланцев, габбро и метавулканитов. Обращает на себя внимание наличие в составе фундамента графитизированных пород, которые, будучи переотложенными в осадочном выполнении бассейнов, искажали показания витринитовой рефлексометрии.
В северо-западной части бассейна Муджлад фундамент вскрыт двумя скважинами. Определения абсолютного возраста поднятого в керне гранодиоритового гнейса дали значения 540±40 млн. лет [34].
До начала рифтогенеза изучаемый регион испытывал длительное воздымание и денудацию. Осадочное выполнение. Изучением последовательности залегания осадочных пород в рифтовых бассейнах Южного и Центрального Судана занимались многие суданские и зарубежные геологи. В результате этих исследований было предложено несколько стратиграфических схем осадочного выполнения рифтов, среди которых заслуживают внимания схемы, которые разработали Schull (1988), Chevron, RRI (1990, 1991), M.Zayed Awad (1999, 2003) и др. Следует иметь в виду, что построение стратиграфических схем испытывает огромные трудности из-за резкой фациальной изменчивости осадочного выполнения впадин. В составе осадков определены глубоководные и мелководные озёрные отложения, образования дельтовых фронтов и аллювиальных конусов выноса, а также фации аллювиальных речных долин (рис. 1.2). Все литофациальные комплексы характеризуются постепенными взаимопереходами и замещениями. Всё это в значительной степени затрудняет расчленение и сопоставление разрезов по литологическим признакам. Наиболее информативным методом расчленения разрезов скважин в этих условиях явился палинологический метод.
В нашей работе за основу были взяты схемы Schull и RRI, дополненные данными более поздних исследований.
По существующим представлениям все осадочные бассейны Южного и Центрального Судана сформировались как рифтовые впадины сквозного развития с юры по плиоцен. Наиболее древние осадочные породы предположительно верхнеюрского возраста обнаружены в скв.Диндер-1 (НГБ Голубой Нил). Они представлены переслаиванием алевролитов и уплотнённых глин, содержащим пласт галита толщиной около 55 м. Содержание глинистых пород увеличивается к забою (4591 м). Вскрытая толщина верхнеюрских отложений составляет около 720 м.
В составе вышележащих отложений установлены нижне- и верхнемеловые, палеогеновые, неогеновые и современные осадки. Их стратиграфическая принадлежность установлена по споро-пыльцевым комплексам. Каска (Kaska, 1989) в Центральном Судане установил 5 споро-пыльцевых зон для отложений раннемелового-олигоценового времени, на основании которых им была произведена датировка и корреляция разрезов. Детальную стратиграфическую зональность кайнозойских отложений в бассейне Муджлад осуществил Zayed March 2003 (рис. 1.3). Нижнемеловой возраст осадков подтверждён также находками остракод.
Геофлюидо динамический фактор формирования вертикальной зональности нафтидогенеза
Многочисленными исследованиями установлено, что в ходе прогрессивного катагенеза закономерно осуществляются фазовые превращения РОВ: из твёрдого керогена образуются нефть, газ и газоконденсатный раствор. Генерация этих фазоворазличных нафтидов происходит последовательно и_ в определённом порядке, причём глубинное расположение их залежей определяется, главным образом, глубинной зональностью генерации этих нафтидов. Впервые, ещё в 1915 г. Д.Уайт предположил, что на больших глубинах, ниже нефтяных залежей, в связи с увеличением степени метаморфизма пород должна преобладать генерация газа и формирование газовых месторождений. В 1961 г. И.И.Аммосов выделил зону «главной нефтеносности», в пределах которой находятся основные запасы нефти, приуроченную к породам, где образуются угли от плотных бурых до жирных.
В 1965 г. В.А.Соколов выделил в составе земной коры три генерационные зоны, различающиеся составом и физическим состоянием образующихся нафтидов: биохимическую - метановую, термокаталитическую верхнюю -нефтяную и термокаталитическую нижнюю - глубинного метана.
В последующие два десятилетия было предложено несколько схем вертикальной зональности нафтидогенеза. Наиболее детальным и обоснованным является «вертикальный первично-иммерсионный ряд образования углеводородов и формирования их скоплений», предложенный И.В.Высоцким в 1973 г.
Анализ схем показывает, что их принципиальную основу составляют идеи В.А.Соколова. В частности, закрепилось представление о том, что в процессе погружения генерирующей толщи реализуются (если не считать диагенетическую зону газогенерации) три зоны нафтидогенеза. В верхней зоне на глубинах 1,5 -2 км на градации катагенеза ПК3-МКі независимо от типа ОВ образуются газообразные УВ, преимущественно метан. Основные запасы метана верхней зоны образовались за счёт арконовой органики. Дня ОВ алинового типа - это, в основном, подготовительный этап, предшествующий интенсивному нефтеобразованию на более поздних этапах катагенеза.
Средняя зона охватывает интервал глубин от 1,5 — 2 до 4 - 5 км (температуры от 60 до 150С), градации преобразования керогена - МКі-з- В этой зоне происходит наиболее значительное нефтеобразование, на что впервые было указано В.А.Соколовым. Н.Б.Вассоевич считал, что именно здесь осуществляется главная фаза генерации нефти из ОВ алинового типа. Арконовая органика, хотя и может продуцировать нефть, но в несравненно меньших масштабах. В газовой фазе присутствует много гомологов метана.
По мнению Н.Б.Вассоевича и других исследователей, ниже, на глубинах более 4,5 - 5 км и градациях преобразования керогена МКз — АКь располагается глубинная зона газообразования. Независимо от типа ОВ здесь образуется газ, в котором резко преобладает метан. По данным С.Г.Неручева, основная масса метана продуцируется сапропелевым ОВ и именно здесь осуществляется главная фаза газообразования. Метан образуется здесь также за счёт деструкции нефти.
Таким образом, хотя генерация УВ газа идёт на любых глубинах, в принципе, следует выделять две зоны максимального газообразования - верхнюю, низкотемпературную, до ГЗН, и нижнюю, высокотемпературную, после ГЗН. Характерным признаком ГЗН является ослабление генерации газа. По мнению С.Г.Неручева, Л.М.Зорькина, В.П.Строганова и других исследователей, образующийся в ГЗН газ, как правило, растворяется в нефти и воде и не способен формировать собственные залежи.
Наивысшим достижением в этой области была разработка Н.Б.Вассоевичем совместно с сотрудниками кафедры геологии и геохимии горючих ископаемых МГУ учения о главной фазе нефтеобразования. В 1974 г. Н.Б.Вассоевич опубликовал «Принципиальную схему вертикальной зональности генерации метана, жирного газа и нефти органическим веществом в процессе литогенеза», в которой участвовали следующие генерационные зоны (сверху вниз): диагенетическая зона газообразования, верхняя катагенетическая зона газообразования (низы протокатагенеза), главная зона нефтеобразования (градации МКі.3), зона образования газоконденсатов (МК3.4) и, наконец, нижняя катагенетическая (главная) зона газообразования (МК5-АКі). В дальнейшем НБ.Вассоевич отказался от термина «главная зона газообразования», полагая, что в зависимости от конкретных условий главной зоной может быть либо верхняя, либо нижняя зона генерации газа.
В 1976 г. А.Э.Конторович и А.А.Трофимук, используя материалы А.М.Акрамходжаева, Н.Б.Вассоевича, В.С.Вышемирского, А.А.Карцева, Н.Т.Линдтропа, С.П.Максимова, М.С.Моделевского, С.Г.Неручева, В.А.Соколова, В.П.Строганова В.А.Успенского, а также свои собственные данные и материалы зарубежных исследователей (Дж.Ханта, Б.Тиссо, Д.Вельте и др.), предложили схему интенсивности генерации нефти и газа и распределения их ресурсов в стратисфере, которая в настоящее время пользуется наибольшим применением (рис. 1.16). Согласно этой схеме в разрезах нефтегазоносных бассейнов выделяются четыре зоны генерации фазоворазличных нафтидов (сверху вниз): диагенетическая зона интенсивного газообразования и зона накопления гидратов газа, верхняя зона интенсивного газообразования и газонакопления, главная зона нефтеобразования (ГЗН) и, наконец, глубинная зона интенсивного газообразования и газонакопления.
В пределах ГЗН также наблюдается определённая зональность качества нефти. Так, многие исследователи отмечают, что на раннем этапе нефтеобразования нефти, если они не подверглись гипергенезу и не находятся во вторичном залегании, должны быть преимущественно нафтеновыми по углеводородному составу, с повышенным содержанием асфальтенов и низким выходом светлых фракций. Цикланы в них обычно сильно конденсированы, в нормальных алканах преобладают углеводороды с нечётным числом атомов углерода. По составу реликтовых углеводородов они нередко характеризуются как «незрелые». Такие незрелые нефти встречены, например, в сеноманских отложениях Западно-Сибирской плиты. Балансовые расчеты показывают, что первичная миграция жидких УВ в этой зоне сильно затруднена.
На более позднем этапе катагенеза углеводордный состав нефтей становится более разнообразным, образуются смешанные нафтеново - метановые и ароматическо-нафтеновые нефти с повышенным содержанием твёрдых парафинов и смол, содержание асфальтенов падает. На завершающем этапе ГФН образуются преимущественно алкановые нефти с низким содержанием цикланов и аренов. Таким образом, в процессе прогрессивного катагенеза состав нефтей, в соответствии с законами низкотемпературного термокатализа, постепенно облегчается, становится алкановым, содержание светлых фракций увеличивается.
Установлено, что новообразование микронефти (мН) начинается в конце протокатагенза, в начале мезокатагенеза скорость этого процесса быстро растёт, достигая максимума в среднем мезокатагенезе (МКз), и затем быстро падает. В течение раннего этапа мезокатагенеза новообразование мН преобладает над её эмиграцией, однако в конце градации МКз возникает обратная тенденция — эмиграция нефти начинает превышать генерацию.
По мнению Н.Б.Вассоевича (1976), структуру ГФН определяют два в известной степени автономных процесса — интенсивная генерация микронефти (ГФгН) и её эмиграция в коллекторы (ГФэН). В зависимости от ряда условий ГФгН и ГФэН могут как совпадать по времени, так и значительно расходиться по шкале катагенеза. Н.Б.Вассоевич связывал это с возможностями отжатия поровых растворов из глин: в значительных по толщине нефтематеринских свитах в их центральных частях вследствие затруднённого оттока поровых вод образуются своего рода закрытые системы с резко редуцированной эмиграцией микронефти.
Как следует из рассмотрения различных схем вертикальной зональности нафтидогенеза, положение главной фазы генерации нефти, в основном, у всех авторов совпадает. Находки ранних, «незрелых», нефтей [1, 10] позволяет существенно уточнить верхнюю границу ГФН в зависимости от генетического типа керогена. Определённые расхождения наблюдаются при определении основной фазы образования газа, поскольку здесь требуются дополнительные исследования, такие как определение изотопного состава углерода метана. В связи с обнаружением «незрелых» конденсатов [1, 10] возникают предположения о существовании двух фаз конденсатообразования — ранней, до ГФН, и поздней, после ГФН [12, 13].
Положение ГЗН в нефтеносных бассейнах Южного Судана по данным рефлексометрии витринита
В русскоязычной литературе основные группы микрокомпонентов сапропелевого РОВ представлены альгинитом и лейптинитом. Альгинит - это глубоко преобразованная органика с морфологическими признаками строения бесскелетных микроводорослей и прокариотов типа Cyanophyta (талломоальгинит), иногда бесструктурная за счёт высокого содержания некромы бактериального генезиса (коллоальгинит). Лейптинит — группа микрокомпонентов ископаемого ОВ, включающая споринит (остатки спор), кутинит (остатки покровных тканей листьев и стеблей), суберинит (остатки коровых тканей) и резинит (остатки смолы). Мацерал лейптинит образует кероген аморфного и травянистого типов.
Сапропелевая (алиновая, по Н.Б.Вассоевичу) органика, наследующая биоструктуры типа жиров (липидов), кислот, смол и восков, характеризуется высоким содержанием алкановых и циклометиленовых структур. По классификации Ван-Кревелена ей соответствует кероген 1-го типа (в случае преобладания альгинита) или керогена 11-го типа (в случае преобладания лейптинита). Сапропелевое ОВ отличается высоким отношением водорода к углероду: Нат/Сат колеблется от 1,3 до 1,7. Сапропелиты являются главными генераторами нефти. Сапропелевый кероген образует органическую часть горючих сланцев.
Гумусовый (арконовый, по Н.Б.Вассоевичу) кероген образован продуктами глубокого преобразования тканей наземной растительности -лигнина и целлюлозы, а также ароматических таннинов. В этих биокомплексах изначально много ароматических структур, вследствие чего отношение Нат/Сат 0,9. Содержание водорода в гумусовом керогене слишком мало для образования нефти, однако наличие в составе лигнина в больших количествах метоксильных групп НзС-О- позволяет гумусовому керогену генерировать значительные объёмы метана. Континентальные угленосные формации являются основными газообразующими отложениями планеты.
Основным мацералом гумусового ископаемого ОВ является витринит — продукт глубокого разложения (до состояния геля) остатков высших растений. Изменение отражательной способности витринита используется для определения степени катагенеза керогена. Особую группу керогена гумусового типа образует мацерал под назвнием инертинит. Инертинит — это переотложенный сильно окисленный органический материал, который входил в состав керогена более древних отложений. Кроме того к инертиниту относятся древесный уголь, образованный в результате лесных пожаров, сильно уплотнённая окисленная или переработанная грибками древесина. Инертинит характеризуется очень низкими отношениями Нат к Сат и высокими значениями отношения Оат к Сат. Инертинит обладает практически нулевым генерационным УВ потенциалом, что и находит отражение в его названии.
Ранее витринитовый и инертинитовый кероген относился к керогену 111-го типа (по классификации Ван-Кревелена), однако затем в связи с принципиальным различием генезиса инертинита и витринита инертинитовый кероген стали относить к керогену IV-ro типа. Инертинитовый кероген достаточно чётко выделяется на диаграммах Тиссо-Эспиталье.
Содержание инертинита в осадках в НГБ Южного Судана необычайно высоко, в некоторых образцах оно достигает 90%. В связи с этим необходимо отметить специфическую особенность формирования инертинита в этом регионе. Основным поставщиком осадочного материала в рифтовые бассейны Южного Судана являются метаморфические и изверженные . породы докембрийского возраста. Среди метаморфических пород позднепротерозойского возраста широко распространены углистые и графитовые сланцы, свидетельствующие о том, что в это время на Земле существовала мощная биота, представленная преимущественно простейшими микроскопическими организмами, главным образом, прокариотами (безъядерными организмами) и эукариотами: сине-зелёными водорослями, примитивными лишайниками и грибами (формация Витватерсранд). Морфологически это округлые включения, филаменты, ветвящиеся образования и бесструктурное сапропелевое вещество. Важно отметить, что характер разложения ОВ сходен с разложением растительного материала в палеозойских породах. В конце докембрия начинается образование гумусовых микрокомпонентов типа витринита (псевдовитринита).
Роль сине-зелёных цианофитов в геохимической истории Земли необычайно велика. Цианофиты практически не имели врагов и поэтому размножались в морской среде до состояния бульона. Они активно насыщали атмосферу Земли кислородом, нарушая карбонат-бикарбонатное равновесие в морской воде, сдвигая рН в щелочной диапазон и провоцируя выпадение в осадок карбонатов кальция и магния. Поздний протерозой характеризуется мощным накоплением карбонатных и обогащенных органикой пород.
Углеродистые образования обнаружены в Судане. Вейл (Vail, 1978), изучая район Нуба Маунтинс, выделил в составе пород фундамента графитовые кристаллические сланцы и алевролиты.
Эволюция ОВ в ходе катагенеза и особенно метагенеза неизбежно приводит к его обуглероживанию и графитизациии. При этом теряются первичные морфологические черты керогена, вследствие чего стираются различия в отражательной способности инертинита и глубоко преобразованного витринита. Видимо, этим объясняется появление образцов с высокими значениями R0, превышающими фоновые (нормальные) значения (рис. 2.3, 2.6, 2.7, 2.8 и др.).
Таким образом, в осадках НГБ Южного Судана сапропелевый кероген является эквивалентом керогена I и II типов, витринитовый кероген - керогена III типа, инертинитовый кероген — керогена IV типа.
Скв. Абу Джабра-1 пробурена на глубину 4545 м. Нижняя половина разреза (интервал 2350-4545 м) сложена озёрными отложениями формаций Абу Джабра и, частично, Бентию (рис. 2.1). Мацеральный состав керогена по разрезу неоднороден: до глубины 2950 м он преимущественно сапропелевый с 10%-ным содержанием витринита, в интервале 2950-3350 м кероген имеет чисто сапропелевый состав, ниже 3350 м залегают глины с переменным составом керогена (сапропелит+ витринит+ инертинит). С глубины 3650 и до забоя кероген представлен витринитом с 30%-ой примесью инертинита. Таким образом, наиболее благоприятная нефтепроизводящая часть разреза залегает в интервале 2350-3650 м и имеет толщину около 1300 м.
Глинистая линза формации Абу Джабра характеризуется также повышенным содержанием органического вещества. По данным Рок-Эвал содержание общего органического углерода (total organic carbon — ТОС) в этом интервале колеблется от 1 до 4%. Максимум содержания ТОС приурочен к глубине 3050-3100 м, к кровле и подошве линзы содержания ТОС снижаются до 1%.
Принципиальные основы термолиза керогена в модификации РЭ-2
Наиболее показательным является график HI=f(T0MaKC), построенный по скв. Абу Джабра (рис.3.14), расположенной в центральной части НГБ Муджлад. Он в значительной степени идентичен стандартному графику Тиссо-Эспиталье (рис.3.10). Здесь зафиксирован весьма широкий диапазон значений Ш, позволяющий выделить все три типа керогена. Широко представлен кероген 1-го и П-го типов, что подтверждается также микроскопическим исследованием компонентного состава керогена (рис.3.16). Обращает на себя внимание полное отсутствие керогена И1-го типа. Судя по графику HI=f(OI) (рис.3.15), кероген характеризуется низкой степенью окисленности, что в сочетании с высокими значениями водородного индекса определяет высокий генерационный потенциал формации Абу Джабра.
Большое количество определений R0 позволяет уверенно проводить границы градаций МК]/МК2 и МК2/МК3. К сожалению, отсутствие «незрелого керогена» не дало возможности надежно провести границу ІЖ3/МКі. Ориентировочно проведенная граница сдвинута вправо, в зону более высоких температур, на 8С относительно аналогичной границы на графике Тисо-Эспиталье (438 вместо 430С). Иными словами в скв. Абу Джабра ГФН начинается при более высоких температурах распада керогена, чем на стандартном графике. Это явление, видимо, связано как с особенностями состава керогена, так и с геофлюидодинамическими особенностями центральной части НГБ Муджлад.
Второй аномалией графика является довольно быстрое завершение ГФН. Так, если на стандартном графике изореспленда R=l,3%, соответствующая границе «нефтяного окна» и газовой зоны и приходящаяся на середину градации МК4, проводится по Тмакс=465С, то на графике Абу Джабра она выходит за пределы 475С. Весь генерационный этап в скв. Абу Джабра укладывается в интервал температур 440-450С и в рамки градации MKi. Следует признать, что это - очень узкие рамки, не соответствующие никаким общепринятым стандартам.
Таким образом, в скв. Абу Джабра развитие генерационного процесса, судя по максимальным температурам, происходило (для керогена I и П-го типов) в интервале 440-450С и, в основном, в условиях градации MKi.
Положение верхней границы «нефтяного окна» определяется в скв. Барака-1 достаточно уверенно. Скважина расположена на северо- восточной периферии НГБ Муглад. Здесь кероген формации Абу Джабра представлен преимущественно Ш-го и частично П-го типа, неокисленным, имеющим весьма скромный (до ЗООмгУВ/ гТОС) генерационный потенциал (рис.3.17, 3.18). Генетический тип керогена, определённый по термолитическим данным, подтверждается микроскопическим анализом ОВ (рис.3.19). Верхняя граница «нефтяного окна» чётко отбивается на уровне 438 С. Имеющиеся определения керогена И-го типа лежат в интервале максимальных температур 442-448С и градации МКь Таким образом, в скв. Барака также наблюдается очень узкая зона нефтегенерационного процесса и его завершение около 450С.
Близкая ситуация наблюдается в скв. Ракуба-1, расположенной в северозападной периферийной части НГБ Муглад. Как и в скв. Абу Джабра, кероген формации Абу Джабра имеет здесь преимущественно сапропелевый состав (рис.3.22) и относится к 1-му и 11-му типам. Кероген слабо окислен (рис.3.21) и характеризуется высокими значениями водородного индекса (рис.3.20). В целом кероген обладает высоким генерационным потенциалом, но, в отличие от скв. Абу Габра, почти все образцы находятся в зоне «незрелого керогена», т.е. в зоне протокатагенеза и, таким образом, практически не участвуют в процессах нефтеобразования. Начало «нефтяного окна» здесь также определяется Тмакс около 440С.
Специфическая картина катагенетической зональности наблюдается в скв. Шараф-1, расположенной восточнее скв. Ракуба (рис. 3.23). Кероген верхней части формации Абу Джабра имеет преимущественно витринитовый состав, вследствие чего он характеризуется низкими значениями водородного индекса (не более 200мгУВ/г ТОС). В нижней части формации кероген имеет преимущественно сапропелевый состав (рис. 3.25), который характеризуется повышенными значениями Ш (до 500 мг УВ/гТОС). Различия состава керогена определили наличия на графике двух полей фигуративных точек. Положение кровли «нефтяного окна» определяется достаточно точно на уровне около 445С. Судя по значениям 01, исследованные образцы содержат более окисленный кероген, чем в скв. Барака и Абу Джабра. (рис. 3.24.).
Сходная генерационная картина наблюдается в скв. Абу Суфьян-1, расположенной на северной периферии НГБ Муджлад, к северу от скв. Шараф. Как и в скв. Шараф, здесь наблюдаются два поля расположения фигуративных точек: нижнее поле лежит в зоне керогена П-го типа, верхнее поле - в зоне керогена 1-го типа (рис. 3.26). Кероген П-го типа присутствует в верхней части формации Абу Джабра, которая по данным оптической микроскопии характеризуется витринитовым составом (рис. 3.28). Вниз по разрезу растёт содержание сапропелевой компоненты, что находит отражение в расположении полей точек на графике. Таким образом, данные Рок-Эвал полностью совпадают с данными оптической микроскопии. Как и в предыдущих случаях, все точки располагаются в узком интервале Тмакс - от 440 до 450С.
Данные витринитовой рефлексометрии показывают, что все образцы характеризуются показателями отражения менее 0,50%, т.е. формация Абу Джабра во вскрытой её части не вошла в «нефтяное окно».
Специфическая картина катагенетического поля наблюдается в скв. Канга-1 расположенной между скважинами Ракуба и Абу Джабра. Прежде всего необходимо отметить, что кероген вскрытой части формации Абу Джабра здесь почти полностью представлен арконовой органикой. По данным оптической микроскопии здесь резко преобладают витринит и инертинит (рис. 3.31). Водородный индекс не превышает 200 мг УВ/гТОС (рис. 3.29). Судя по значениям кислородного индекса (рис. 3.30), в составе керогена достаточно много кислорода, что характерно для углистой (арконовой) органики. Неблагоприятный для нефтеобразования состав керогена резко снижает генерационный потенциал верхней части формации Абу Джабра в районе скв. Канга.
По данным витринитовой рефлексометрии кероген имеет R0 = 0,68 -0,84% , что почти точно отвечает градации МК2. К сожалению, из-за отсутствия данных невозможно более точно провести границы ПК3/МК1 и МК1/МК2. Ориентировочно начало «нефтяного окна» отбивается вблизи 435, граница MKi/MK2 - около 442, граница МК2/МК3 - около 455С. Таким образом, в скв.Канга-1 также не наблюдается соответствие с положением катагенетических границ, определяемых по стандартной методике.
Для получения сравнительной характеристики НГБ Муджлад с другими НГБ Южного Судана нами были построены графики Рок-Эвал по скважинам Адар-1 (НГБ Мелут) (рис.3.32, 3.33) и Диндер (НГБ Голубой Нил)(рис.3.35, 3.36, 3.37). Наблюдаемое в этих скважинах распределение фигуративных точек значительно отличается от распределения в скважинах НГБ Муглад. Практически все образцы легли в поле керогена Ш-го типа, вследствие чего трудно что-либо сказать о генерационных свойствах исследованных пород в этих НГБ. В НГБ Мелут формации Адар и Джимини имеют миоценовый возраст, формация Мелут - кампан-маастрихтский. Формации имеют преимущественно песчаниковый состав пород и кероген арконового типа.
