Результаты проведенных в последние годы в СССР и за рубежом исследований процессов нефтегазообразования (НГО) еще больше укрепили основные положения теории органического происхождения нефти, обогатив ее представлениями о зонах НГО, цикличности процессов НГО. По многим нефтегазоносным провинциям, областям и районам составлены принципиальные схемы вертикальной зональности образования и распределения УВ. Пользуясь указанными положениями, опираясь на большой фактический материал по анализу битумоидов пород, состава и свойств нефтей, конденсатов и газов, авторы впервые составили принципиальную схему вертикальной зональности для УВ плиоценовых отложений Юго-Западной Туркмении, в частности Прибалханской зоны поднятий. Но в отличие от ряда работ здесь в основу положены принципы НГО и аккумуляции УВ в зависимости от геологической истории развития отдельных поднятий, различаемых как открытые и закрытые структуры. Это, на наш взгляд, важно при проведении геолого-геохимических исследований в таких сложно построенных районах, как юг СССР, включающий предгорные прогибы, межгорные впадины, молодые платформы.

К открытому типу структур мы относим складки, образовавшиеся в процессе длительно продолжающейся седиментации с неоднократным выводом на поверхность их сводовых частей. Ими в Прибалханской зоне поднятий являются Челекен, Небит-Даг, Кум-Даг, Урунджук и др. В отличие от открытых структур закрытые, также образовавшиеся в процессе длительно продолжающейся седиментации, не испытали интенсивного воздымания с размывом в данном случае четвертичных и третичных отложений. К ним относятся Котур-Тепе, Барса-Гельмес, Бурун. Для каждого из типов структур характерна сильная тектоническая нарушенность, причем амплитуда отдельных дизъюнктивов доходит до 1000-1200 м при глубине залегания подошвы плиоценовых отложений 4-6 км.

Максимальные пластовые температуры в плиоценовых отложениях не превышают 100-105°С (до изученной глубины 5- 5,3 км), что сопоставимо с палеотемпературами этого комплекса пород [1]. Максимальная углефикация ОВ отложений среднего и верхнего плиоцена соответствует средней части газовой стадии (конечной зоне начального катагенеза MK₁²). Учитывая современное тектоническое строение и термобарические условия, границы между стадиями Б и Д, Д и Г в породах на структурах различного типа распределяют следующим образом: в закрытых - на глубинах 1,5 и 3,8 км, в открытых - на глубинах 1 и 2,8 км. Как видно на рис. 1 и рис. 2 , структурам открытого типа свойственны более высокие пластовые температуры на одинаковых гипсометрических уровнях по сравнению со структурами закрытого типа. Большая степень прогретости открытых структур обусловлена неглубоким залеганием мезозойских отложений, меньшей мощностью теплоизолирующей толщи миоцена-палеогена. Для структур закрытого типа характерно более глубокое залегание мезозойских пород, большая мощность миоцен-палеогеновых отложений.

Месторождения, связанные с рассматриваемыми структурами, являются многопластовыми, их залежи сформированы благодаря генерирующим способностям плиоценовых отложений. Насыщенность битумоидами продуктивной части разреза значительно выше, чем в законтурных частях. Это особенно проявляется при исследовании нефтенасыщенных коллекторов, данные по битуминологическому анализу которых, чтобы не искажать истинную картину процессов НГО в плиоценовых отложениях, не рассматривались.

В общей сложности исследовано 3,2 тыс. образцов кернового материала, в это числа входят данные 700 исследований, проведенных в разные годы О.В. Барташевич, И.С. Старобинцем, К.М. Тегелековым и др. Содержание ОВ определено в 303 образцах, гуминовых кислот в 206, битумоидов в 3175, хлороформенных экстрактов (ХБ) в 748.

Концентрация ОВ в песчано-глинистых породах на глубинах 0,2-1,5 км составляет 1,1-1,2% и уменьшается до 0,2-0,3% на глубине 3,5 - 4 км в открытых структурах и 5-6 км - в закрытых, претерпевая изменения в максимальном содержании на границах стадий углефикации.

Как следует из работ К.Ф. Родионовой, О.П. Четвериковой и др. (1971), гуминовые кислоты, являясь составной частью ОВ, наиболее распространены в породах от четвертичного до палеогенового возраста. Их присутствие свидетельствует о низкой степени превращенности ОВ, не превышающей стадий Д-Г углефикации. Максимальное содержание гуминовых кислот в плиоценовых отложениях Прибалханской зоны поднятий доходит до 0,18 %, уменьшаясь, но не исчезая полностью с погружением пород.

Характер изменения битумоидов и ХБ показывает, что процесс их образования не происходит равномерно с погружением пород в зоны с более жесткими термобарическими условиями, а развивается скачкообразно, причем скачки приурочены к определенным стадиям катагенеза. В закрытых структурах они проявляются при переходе от диагенеза к стадии Б, на границах между стадиями Б-Д и Д-Г, а также в средней части стадии Д (возможно, и в средней части стадии Г). Максимальные концентрации битумоидов как в глинах, так и в песчано-алевритовых породах изменяются в 2-3 раза - от 0,5 до 0,15% и наоборот. В целом по разрезу существенного увеличения или уменьшения абсолютного количества битумоидов не наблюдается. В то же время значительно изменяется битумоидный коэффициент r_d- от 40-50% на глубине 1 км до 60-80% на глубине 5 км. Но в отличие от распределения битумоидов с глубиной уменьшение значений коэффициента в глинистых породах сопровождается его увеличением в песчано-алевритовых на одних и тех же глубинах, вплоть до средней части стадии Г. Это обстоятельство мы считаем одним из фактов, подтверждающих явление первичной миграции, под которой понимается переход битумоидов из глинистых пород в коллекторы в процессе уплотнения пород [3].

С увеличением стадий углефикации ОВ изменяются качественный состав битумоидов и их распределение в терригенных породах различного литологического состава. Так значительное преобладание хлороформенных битумоидов в глинах (ХБ/ДСББ 8-12) связано со стадией Б и средней частью стадии Д, с глубинами 2,5-3 км, где уплотнение пород и процессы эмиграции битумоидов еще не достигли своей кульминации. На этих глубинах закрытые структуры Прибалханской зоны поднятий сложены породами апшеронского и акчагыльского ярусов, содержащими 65-70% глинистых образований. Ниже их отношение ХБ/ДСББ резко уменьшается, не превышая 8. Здесь же начинается интенсивное накопление восстановленных форм битумоидов в песчано-алевритовых породах, продолжающееся до глубины 5-6 км, и отношение ХБ/ДСББ составляет 10-12.

Особенности состава битумоидов и их вертикально-глубинного распределения отразились на формировании типов углеводородных залежей, на распределении запасов нефти и газа. В заключительной части стадии Г (ориентировочно 5,5-6 км) предполагаются скопления УВ только в виде газоконденсатных залежей с нефтяными оторочками промышленного значения.

В общем же в закрытых структурах сосредоточено 88% всех разведанных к настоящему времени запасов нефти и газа в плиоценовых отложениях Юго-Западной Туркмении. Плиоценовый цикл НГО, по данным С.П. Максимова, Н.А. Еременко, Т.А. Ботневой и др. [4], показанный в настоящей работе на примере структур закрытого типа, заканчивается на газовой стадии углефикации ОВ, на глубинах 5,5-6 км. В ГЗН отложения плиоцена входят на глубине 2-2,5 км при температурах 50-60 °С.

Процессы нефтеобразования, естественно, сопровождаются процессами газообразования, и распределение свободных и растворенных в нефти газов в плиоценовых породах закрытых структур имеет следующие особенности.

В нижнекрасноцветных отложениях до глубины 3 км встречаются только газы, растворенные в нефти. Глубже появляются свободные газы в виде газовых шапок или как составная часть флюидов газоконденсатнонефтяных залежей. В верхнекрасноцветных образованиях свободные газы (преимущественно в виде газовых шапок) появляются на глубине 1,5-1,6 км. В акчагыльском ярусе содержание метана как в свободных, так и в растворенных газах на глубине 1,5-2,5 км колеблется от 93 до 94% . Ниже свободные газы суше, они содержат 97-98% метана, в растворенных газах его концентрация не превышает 95 %. В апшеронских отложениях свободные газы встречаются уже на глубине 1,2 км. Здесь, а также на глубине 1,8-2 км они легче растворенных газов [2].

Как показано на рис. 3 , распределение метана в газах безотносительно их стратиграфической приуроченности по глубине залегания плиоценовых отложений в закрытых структурах подчинено определенным закономерностям. Так, свободные газы появляются на глубине 1,2 км и содержат до 99% метана. Во всем разрезе свободные газы суше, чем растворенные, что особенно заметно на глубинах около 2 км (граница между стадиями Б и Д) и 2,6-2,7 км (средняя часть стадии Д). На этих же глубинах в свободных газах меньше СО₂ и азота, значительно меньше величины соотношений i-C₄/nC₄ и i-C₅/n-C₅. При этом максимальные концентрации азота в растворенных газах приходятся на несколько большие глубины, чем в свободных, что отмечено для рассматриваемого разреза на четырех гипсометрических уровнях. Это сопоставимо с числом основных структурных этажей - апшеронским и акчагыльским ярусами, верхним и нижним отделом красноцветной толщи. Мы полагаем, что в таком мегацикле НГО, как кайнозойский, и в плиоценовом его цикле существуют микроциклы НГО: апшеронский, акчагыльский, верхне- и нижнекрасноцветный. Каждый из них имеет собственную историю геолого-геохимического развития, прошел все этапы НГО: накопление ОВ, его преобразование (с максимальными для каждого стадиями углефикации), миграцию (первичную и вторичную) и возникновение залежей, их переформирование и разрушение (иногда, возможно, частичное) [4]. При этом, однако, нельзя утверждать, что в каждом из комплексов сконцентрированы только сингенетичные УВ, особенно если учесть сложную тектонику района, способствующую межпластовым перетокам УВ, их перераспределению внутри верхне-среднеплиоценовых отложений. На это указывает и распределение запасов углеводородных флюидов. Так, в закрытых структурах 26,8 % запасов нефти и газа приходится на глубины до 2 км, 45,6 % -от 2 до 3 км, 27,4% -свыше 3 км, несмотря на то что ГЗН начинается с 2-2,5 км. Суммарные запасы растворенного газа на тех же глубинах составляют соответственно 17,9, 44,9 и 37,2%. Последняя величина, полагаем, занижена, учитывая, что плиоценовые отложения, в данном случае нижний отдел красноцветной толщи, уже вошли в глубинную зону газообразования (ГлЗГ), по В.П. Строганову начинающуюся в Прибалханской зоне поднятий (по закрытым структурам) с 3,5-4 км. Как и запасы газа, установленные промышленные запасы нефти на глубинах более 3 км также не отражают полностью потенциальные возможности процессов НГО, что в первую очередь связывается с недоразведанностью плиоценовых отложений. Их перспективность подтверждена результатами поисково-разведочных работ на глубинах более 4,5 км, где на месторождениях Котур-Тепе и Барса-Гельмес открыты нефтегазоконденсатные залежи. При этом среди газов преобладающими становятся свободные.

Проведенное исследование позволяет сделать следующие выводы.

По типу и содержанию ОВ, гуминовых кислот, битумоидов, их вертикальному распределению верхне-среднеплиоценовые отложения Юго-Западной Туркмении можно отнести к числу нефтегазопроизводящих.

Максимальная стадия углефикации ОВ в плиоценовых отложениях не превышает средней части газовой стадии. Главная зона нефтеобразования начинается с 2-2,5 км, глубинная зона газообразования - с 3,5 -4 км.

Нефтегазообразование происходит в соответствии с принципами цикличности НГО.В плиоценовом цикле НГО выделяются апшеронский, акчагыльский, верхне- и нижнекрасноцветный микроциклы. Генерация УВ происходит в каждом микроцикле, но из-за тектонических особенностей региона в верхних структурных этажах аккумулируются как син-, так и эпигенетичные УВ.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Борзасеков В.Ф., Мамиесенов Н., Ишанкулиев А. Палеогеотермия красноцветной толщи Юго-Западного Туркменистана. - Изв. АН ТССР. Сер. Физ.-техн., хим. и геол. наук, 1979, № 1, с. 116-119.
2. Захаров А.Г., Солодков В.К., Хаджинуров Н. Зональность распределения углеводородных газов в третичных отложениях Юго-Западного Туркменистана. - Изв. АН ТССР. Сер. физ.-техн., хим. и геол. наук, 1979, № 4, с. 92-97.
3. Кузьмин А.А., Солодков В.К. Некоторые закономерности отжатия флюидов из песчано-глинистых пород в процессе их уплотнения. - Геология нефти и газа, 1976, № 2, с. 71-74.
4. Цикличность процессов нефтегазообразования, нефтегазоносные провинции, бассейны и области / С.П. Максимов, Н.А. Еременко, Т.А. Ботнева и др. - Геология нефти и газа, 1976, № 2 , с. 30-43.

Поступила 20/I 1981 г.

Рис. 1. Вертикальная зональность распределения ОВ, битумоидов, запасов нефти и газа в закрытых структурах Прибалханской зоны поднятий.

Линия значений: 1 - крайних, 2 - прогнозных; 3 - глины; 4 - пески, песчаники, алевролиты; 5 - нефть; 6 - газ; залежи: 7 - газов ранней генерации, 8 - нефтегазовые, 9 - нефтяные, 10 - нефтегазоконденсатные, 11 - газоконденсатные

Рис. 2. Вертикальная зональность распределения ОВ, битумоидов, запасов нефти и газа в открытых структурах Прибалханской зоны поднятий.

Усл. обозн. см. на рис. 1

Рис. 3 Вертикальная зональность распределения углеводородных газов в закрытых структурах Прибалханской зоны поднятий.

Газ: 1 - свободный, 2 - растворенный