К оглавлению

УДК 553.98.061.15:551.76 (470.63+67)

Прогноз фазово-генетических типов углеводородных залежей мезозойских отложений Восточного Предкавказья

Т. Л. ВИНОГРАДОВА, В. А. ЧАХМАХЧЕВ, А. С. ДОШКО (ИГиРГИ)

Восточное Предкавказье, несмотря на сравнительно высокую степень изученности, еще представляет собой регион с не до конца выявленными перспективами нефтегазоносности и особенностями строения отдельных геологических объектов и геоструктурных элементов разных порядков [2]. Главным образом это относится к условиям формирования пермско-триасового литолого-стратиграфического комплекса и закономерностям размещения в нем залежей нефти и газа.

Цель настоящих исследований:

1. совершенствование методов прогноза фазовых состояний УВ в залежах по анализу индивидуального состава их легких фракций (С₅-C₈) нефтей и конденсатов;

2. раздельный прогноз пространственного размещения нефтяных, газоконденсатнонефтяных и газоконденсатных скоплений в мезозойских отложениях региона.

Для решения поставленных задач методом капиллярной газожидкостной хроматографии был определен индивидуальный углеводородный состав бензиновых фракций (н. к. 130 °С) 146 проб нефтей и конденсатов меловых, юрских и триасовых отложений Западного и Восточного Предкавказья. Полученный аналитический материал составил основу разработанного комплекса геохимических показателей прогноза фазовых состояний УВ в залежах на примере всего Предкавказского региона.

Нефти Восточного Предкавказья отличаются от таковых Западного Предкавказья более метановым составом и большим числом генетических типов, связанных с отдельными комплексами мезозоя как в платформенной, так и в геосинклинальной части региона. В разрезе мезозойского осадочного чехла платформы выделено три крупных нефтегазопродуцирующих комплекса с приуроченными к ним определенными генетическими типами нефтей. (С.Г. Неручев, 1962; Д.А. Мирзоев, 1970; А.Г. Милешина, 1971; Т.А. Ботнева и др., 1973; Н.А. Крылов, А.И. Летавин и др., 1981). Верхний, где залегают нефти первого типа, включает продуктивные горизонты Майкопа, верхнего мела и верхнего альба, средний охватывает продуктивные пласты от низов альбского яруса (IV- VI пласты) до нижней юры включительно, нижний - продуктивные горизонты триаса. Нефтематеринскими толщами для нефтей верхнего комплекса служили альбские, среднего - нижнесреднеюрские, а для нижнего - триасовые отложения. Отличия в составе нефтей исследователи объясняют спецификой исходного ОВ каждой нефтематеринской толщи и большей степенью метаморфизма нефтей двух нижних толщ. Средний продуктивный комплекс наиболее представителен как по числу промышленных нефтяных и конденсатных залежей, так и по фазовому состоянию скоплений углеводородных флюидов. На Прикумском поднятии по мере погружения отложений данного комплекса вместо нефтяных залежей появляются газоконденсатнонефтяные, газоконденсатные и газовые. Причем нефти и конденсаты метанового основания сменяются конденсатами ароматико-нафтенового и ароматического основания.

Нефти первого продуктивного комплекса залегают в интервале 2300-2900 м [1], которому соответствуют пластовые температуры 115-120° С; второго - в диапазоне глубин 3070- 3750 м, (130-150 °С); третьего - на глубинах 3400-5000 м (140-170 °С).

Нефти первого генетического типа относительно тяжелые (0,836-0,877 г/см³), сернистые (0,14-0,27 %), содержание асфальтенов в них достигает 7 %, силикагелевых смол 10 %, твердых парафинов не превышает 12 %, метановых УВ во фракции (н. к. 300°С) 50 %. Нефти второго генетического типа отличаются меньшей плотностью (0,813-0,838 г/см³), более низким содержанием серы (до 0,15%), силикагелевых смол (1,1-1,4%) и асфальтенов (0,3-3,3%). Вместе с тем твердых парафинов в них присутствует иногда свыше 30 %. Во фракции, выкипающей до 300 °С, эти нефти содержат 60-65 % метановых УВ. Нефти третьего генетического типа (триасового) легкие, малосернистые, с высокой концентрацией твердых парафинов (30-50 %) и низкой смол и асфальтенов, во фракции н. к. 300 °С они содержат до 72 % метановых УВ.

Все описанные нефти по углеводородному составу относятся к одному химическому метановому типу флюидов. Однако по количественному и качественному распределению реликтовых УВ (н-алканов, изопреноидов, бицикланов, стеранов и гопанов) и составу микроэлементов они представляют разные генетические группы. Более детальное описание принципиальных различий в составе указанных нефтей не входило в задачу настоящей работы.

В нижнемеловых отложениях вала Карпинского установлены газоконденсатные залежи, в ряде случаев с нефтяной оторочкой из очень легкой нефти. Фракционный и углеводородный составы конденсатов и нефтей близки. По физико-химическим свойствам конденсаты мезозойских отложений Прикумского поднятия и вала Карпинского подразделяются на несколько групп. Первая, более легкая, включает конденсаты метанового основания (М=63-74 %; Н=21 -25 %; А=5-12%); вторая - ароматико-нафтенового и третья - ароматического (М=18-23 %; Н=21-22 %; А=56-60 %) (Групповой состав УВ на фракцию (н. к. 300 °С).).

Региональная промышленная нефтеносность в отложениях мезозойского комплекса Терско-Сунженской зоны приурочена к известнякам верхнего и терригенным коллекторам нижнего мела. О диагностике нефтематеринских толщ и источников поступления УВ в известняки верхнего мела существует несколько суждений. Большинство исследователей (С.Г. Неручев, 1963; А.В. Меркулов, 1967 и др.) считают образование верхнемеловых залежей результатом вертикальной миграции нефти из подстилающих нижнемеловых и юрских отложений.

Анализ углеводородного состава легких фракций показал, что в мезозойском комплексе пород Восточного Предкавказья бензины изученных нефтей и конденсатов метанового типа имеют близкий групповой состав. Для них характерно высокое содержание парафиновых (51,8-80,1 %) и нафтеновых (19-46,2 %) УВ и малое - ароматических (0,4-11,7%). В бензинах конденсатов ароматического и ароматико-нафтенового типа значительно возрастает доля ароматических УВ (21,4-34,7 %), а количество нафтеновых (40-47,7 %) начинает преобладать над парафиновыми (25,2-30,8 %) (Групповой состав УВ на фракцию (н. к. 150 °С).).

В основу раздельного прогноза нефте- и газоносности недр Восточного Предкавказья по составу легких УВ был положен метод [4,5], разработанный согласно следующим научным принципам с учетом выявленных закономерностей:

1. эволюционность, или стадийность, нефтегазообразования отражается на особенностях не только необратимости состава РОВ пород, но и углеводородных систем, и характера их фазового состояния в недрах;

2. неоднородность углеводородного состава легких фракций нефтей и конденсатов, как наиболее информативный и однозначный показатель, зависит от степени катагенеза пород и РОВ. Так, с ее ростом в углеводородных системах увеличивается содержание легких аренов, шестичленных цикланов и т. д.;

3. геолого-геофизическими исследованиями определены отдельные индивидуальные УВ и их соотношения, надежно характеризующие эволюционные зоны генерации и размещения (по возрастанию степени метаморфизма РОВ и углеводородных систем) нефтяных, вторичных газоконденсатнонефтяных и первичных газоконденсатных систем. Переход к последним устанавливается по промежуточным значениям соотношений отдельных легких УВ, показывающими начало развития зон преимущественного газонакопления.

Статистический анализ материалов по составу легких углеводородных флюидов Предкавказья выявил информативность 10 их соотношений, по которым составлены пять графиков, характеризующих тесноту связей этих показателей. Для построений использованы функциональные зависимости следующих соотношений УВ (таблица): цикланы/алканы=f(арены/алканы); 3-метилгексан/2-метилгексан=f(н-гептан/изоалканы); циклогексан /н-гексан=f(метилциклогексан / н-гептан); бензол/н-гексан =f(толуол / н- гептан); циклогексан/метилциклопентан=f(метилциклогексан / Sдиметилциклопентанов.

Подавляющее большинство коэффициентов нами уже ранее использовано [4, 5], за исключением соотношений, приведенных в графах 3, 4, 10 (см. таблицу). Как было установлено, первичные конденсаты характеризуются сравнительно высокой долей изоалканов, а в них - повышенными концентрациями изосоединений с метильным радикалом при втором углеродном атоме. В нефтях же преобладает 3-метилзамещенный изоалкан состава С₇.

По данным анализа графиков (рис. 1, А, Б) проведены соответствующие обобщения и сделаны следующие выводы.

1. Определены граничные значения всех 10 диагностических коэффициентов, привязанных к фазово-генетическим типам залежей, отражающих особенности состава их флюидов и стадии катагенеза РОВ пород (см. таблицу).

2. По значениям коэффициентов установлены две области распространения залежей разных типов: газоконденсатных (первичных) и нефтяных - газоконденсатнонефтяных (вторичных). Для первичных газоконденсатных залежей без нефтяной оторочки характерны повышенные значения соотношений (графы 1,2,5-10) и сравнительно низкие величины показателей (графы 3, 4, см. таблицу).

3. На графиках выделены зоны промежуточных значений соотношений или коэффициентов. Они характеризуют залежи УВ переходного (по степени катагенеза) состояния, т. е. очень легкие высокогазонасыщенные нефти, метановые конденсаты газоконденсатных и газоконденсатнонефтяных залежей.

4. По сравнительно невысоким значениям показателей УВ нефти нижнемеловых, юрских и триасовых отложений попали в область точек, характерную для геохимической зоны умеренного катагенеза РОВ пород.

По выявленным экстремальным значениям диагностических показателей была составлена серия карт-схем для нижнемелового - юрского и триасового комплексов Прикумского района, нижнемеловых отложений вала Карпинского и верхнемеловых пород Терско-Сунженской зоны (рис. 2, 3).

На схеме (Схема дана для двух соотношений УВ. Схемы по остальным соотношениям аналогичные.) (см. рис. 2) в Прикумской зоне для нижнемелового - среднеюрского комплекса четко выделяются три зоны с разным фазовым состоянием углеводородных залежей. На северо-западе располагается зона нефтяных залежей с минимальными значениями соотношений (графы 5-10) и повышенными величинами показателей (графы 3, 4, см. таблицу).

Юго-восточнее следует зона со средними значениями соотношений УВ, к которой приурочены залежи с нефтями и нефтегазоконденсатами переходного состояния. В эту геохимическую зону попали залежи среднего продуктивного комплекса из меловых, верхне- и среднеюрских отложений (Тюбинская, Капиевская, Дахадаевская, Леваневская, Соляная, Майская, Сухокумская) и частично залежи вала Карпинского (Нарын-Худукская, Екатерининская, Ермолинская).

В юго-восточной части территории располагается третья геохимическая зона первичных высокопревращенных конденсатов с преимущественно максимальными значениями показателей УВ в составе бензинов, в которых преобладают легкие арены и шестичленные цикланы.

Для углеводородных систем вала Карпинского удалось оконтурить две зоны: нефтяную и переходную (см. рис. 2).

В пределах Терско-Сунженского региона по верхнемеловым отложениям выделена только одна нефтяная зона. Интересная закономерность выявлена для отложений триасового комплекса. Здесь нефти, несмотря на относительно жесткие палеогеотермические условия (200-220 °С), установленные Н.П. Гречишниковым (1983), соответствуют только зоне умеренного мезокатагенеза. Такая сравнительно монотонная картина наблюдается по всей территории платформы, где вскрыты нефтяные залежи этого комплекса (см. рис. 3).

Причина, очевидно, следующая. Пример размещения нефтяных скоплений в высокотемпературных зонах с палеогеотермией (более 180 °С), не очень способствующей, казалось бы, их сохранению, в практике наших геохимических исследований не нов. Известны случаи залегания нефти высокой газонасыщенности в пластах нижнего карбона во впадинах Предуральскогопрогиба, верхнего мела Терско-Сунженской зоны ЧИ АССР и других регионов, в которых вмещающие УВ коллекторы прогревались до 180-220 °С. По нашим данным [5], умеренный катагенез в залежах не трансформирует полностью генетические, исходно сложившиеся углеводородные показатели нефтей. Все это, по-видимому, свидетельствует о том, что состав нефти складывается на стадиях ее образования в материнских толщах. В концентрированных же формах нефть может сохранять все признаки ее генетического типа и катагенетической стадии своей генерации.

Некоторую дополнительную информацию для раздельного прогноза может дать анализ данных о степени газонасыщенности и составе попутных газов нефтяных систем триасовых пород. В целом коэффициент газонасыщенности нефтейвозрастает с запада на восток и северо-восток от 0,2-0,3 до 0,4-0,7. Высокими значениями этого показателя характеризуются нефти залежей в пределах Таловской ступени и южного борта Манычского прогиба. В указанном направлении уменьшается и величина коэффициента жирности попутных газов (С₂Н₆+высш./СН₄ от 0,5-0,8 до 0,4- 0,1. Имеются основания считать, что отдельные геоструктурные элементы по породам триаса центральной части платформы представляли собой на этапах аккумуляции УВ крупную зону нефтегазонакопления, а не область генерации углеводородных флюидов. На это указывает увеличение глинистости и мощности отложений нижнего и среднего триаса в области восточного погружения Манычских дислокаций, улучшение здесь битуминологических характеристик пород, возрастание степени газонасыщенности нефтей и т. д.

По данным Н.П. Гречишникова (1983 г.), незакономерное размещение нефтяных скоплений в сильно прогретых отложениях триаса свидетельствует о вторичности этих залежей, образовавшихся в результате реэмиграции УВ после перестройки структурного плана. Переформирование нефтяных залежей могло произойти после перекрытия эродированных во время предъюрского перерыва триасовых отложений более молодыми образованиями юры и мела. Об этом неоспоримо свидетельствуют частые случаи размещения залежей нефти в коллекторах триаса непосредственно под поверхностью предъюрского перерыва, а также присутствие параавтохтонного битумоида в известняках. По материалам работы [3], нижне-среднетриасовые отложения практически повсеместно находятся в зоне нефтеобразования (ГЗН). Только в наиболее погруженных частях Восточно-Манычского прогиба эти отложения миновали ГЗН и на современном этапе находятся в условиях генерации преимущественно газообразных УВ. Все указанное свидетельствует о том, что уже выявленные положительные геоструктурные элементы триасового комплекса являлись, очевидно, зоной нефтенакопления. Очагами генерации УВ для них должны были служить участки с устойчивым и интенсивным погружением триасовых толщ. По упомянутым признакам к месту генерации УВ следует отнести восточную область Манычских прогибов. Из указанной депрессионной зоны могла происходить миграция УВ на запад и юго-запад региона.

В целом выполненный геолого-геохимический анализ приводит к следующим основным выводам.

1. В триасовых отложениях платформенной части Восточного Предкавказья геохимическая зона распространения нефтей умеренного мезокатагенеза значительно шире, чем в пластах юры и нижнего мела. Данное обстоятельство - косвенное подтверждение того, что оба мезозойских комплекса содержат разные материнские толщи, генерировавшие УВ нефтяного ряда. В триасовых отложениях, как следует из рис. 3, не выявлены пока зоны развития углеводородных систем переходного состояния и первичных газоконденсатов. Локализация этих двух зон в триасе пока проблематична. Имеющийся фактический материал приводит к заключению, что для Величаевско-Максимокумского вала, Прикумской системы поднятий, Арзгирского прогиба, Таловской ступени следует прогнозировать размещение нефтяных залежей с низкой газонасыщенностью флюидов и преимущественно их метановым составом. На север и северо-восток, в сторону Манычских прогибов, где условия для сохранения газов, очевидно, были более благоприятными, (можно ожидать размещения нефтяных и реже вторичных газоконденсатнонефтяных залежей. В жидкой фазе указанных систем будут преобладать метановые УВ. Предполагается, что зона Манычских прогибов служила областью генерации УВ и испытала воздействие более высоких палеотемператур. Поэтому не исключена возможность вскрытия на ее восточном погружении газоконденсатно нефтяных залежей промежуточной зоны или нефтяных переходного состояния.

2. По юрско-нижнемеловому комплексу восточной части Прикумско-Сухокумской зоны и Манычского прогиба можно прогнозировать размещение главным образом газоконденсатных и газовых залежей. Здесь могут быть встречены конденсаты ароматического основания. Конденсатный фактор не будет превышать 100 см³/м³. На юго- восточном и южном погружениях вала Карпинского возможны газоконденсатнонефтяные скопления и залежи легких метановых нефтей высокой газонасыщенности.

3. В верхнемеловых отложениях Терско-Сунженской зоны, на их восточном погружении, в районе Дагестанского клина и его внешнего обрамления, возможно, распространены газоконденсатнонефтяные залежи с метановым составом флюидов, реже - нефтяные скопления с аномально высоким содержанием попутных газов.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Борисенко Е.М., Саенко Е.П., Пыленков Б. Н. Закономерности изменения состава нефтей платформенной части Восточного Предкавказья.- Нефтегаз, геол. и геофиз., 1971, № 10, с. 19-23.

2. Перспективы нефтегазоносности доюрских отложений молодых платформ / Н.А. Крылов, А.И. Летавин, Д.С. Оруджева и др. М., Наука, 1981.

3. Самолетов М.В. Особенности размещения залежей нефти и газа в триасовых отложениях восточной части Северо-Кавказско-Мангышлакской нефтегазоносной провинции и основные направления геолого-поисковых работ. Автореф. дис. на соиск. ученой степени канд. геол,- минер. наук. М. 1983 (ВНИГНИ).

4. Чахмахчев В.А., Виноградова Т.Л. Качественный прогноз нефтегазоносности по составу легких углеводородов.- Геология нефти и газа, 1979, № 10, с. 18-26.

5. Чахмахчев В.А., Виноградова Т.Л. Геохимические методы распознавания типа углеводородных залежей. Обзор. Сер. Нефтегаз, геол. и геофиз. М., ВНИИОЭНГ, 1982, с. 1-50.

Поступила 11/VI 1984 г.

Таблица Соотношения УВ различных классов как показатели типа залежей Предкавказья

Зоны катагенеза, по Н. Б. Вас- соевичу	Типы залежей									ЦГ/мцп=f( МЦГ/SДМЦП)
		Цикланы	Арены	3МГ	n-С7	ЦГ	МЦГ	Бензол	Толуол	цг	МЦГ
		алканы(С5-С8)	алканы(С6-С7)	2МГ(С7)	изоалканы(С7)	n-С6(С6)	n-С7(С7)	n-С6(С6)	n-С7(С7)	МЦП(С6)	SДМЦП(С7)
		1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
Слабого мезокатагенеза	Нефтяные и газоконденсатнонефтяные (вторичные)	0,2- 0,8	0,01 - 0,1	1,1- 2	1,2- 3,5	0,2-1,0	0,5-1,7	0,01 - 0,2	0,01 - 0,2	0,4-1,5	0,8-2,8
Умеренного мезокатагенеза	Нефтяные переходного состояния и газоконденсатнонефтяные (промежуточной зоны)	0,8-1,0	0,1 - 0,3	0,9-1,1	1.0-1.2	1.0-1.2	1,7- 2,1	0,2-0,4	0,2-0,6	1,5- 1,9	2,7-3,3
Сильного мезокатагенеза	Газоконденсатные (первичные)	1,0- 2,0	0,3-2,5	0,5- 0,9	0,6- 1,0	1,2- 8,0	2,1 - 5,0	0,4-5,0	0,6-7,0	1,9- 4,0	3,3-5,5

Рис. 1. Графики углеводородных соотношений 3MГ/2MГ=f (н-гептан/изоалканы С₇) (А) и бензол/н-гексан = f (толуол/н-гептан) (Б) - показателей типа залежей мезозойских отложений Предкавказья.

а - конденсаты первичных газоконденсатных залежей; б - нефти, конденсаты нефтяных и вторичных газоконденсатнонефтяных залежей (юра - нижний мел); в - нефти нефтяных залежей (триас)

Рис. 2. Схема изменения геохимических показателей ЦГ/МЦП=f(МЦГ/ДМЦП) прогноза типа залежей в юрско-меловых отложениях Восточного Предкавказья.

Районы: А - вал Карпинского; Б - Прикумское поднятие, В - Терско-Сунженская зона; а - границы крупных тектонических зон; б - нефти зоны слабого мезокатагенеза; в - нефти переходного состояния и газоконденсатнонефтяные залежи; г - первичные газоконденсаты зоны сильного мезокатагенеза; залежи: д - нефтяные, е - газоконденсатнонефтяные, ж - газоконденсатные. Месторождения: 1 - Красно-Камышанское, 2 - Каспийское, 3 - Колодезное, 4 - Озек-Суат, 5 - Курган-Амур, 6 - Лесное, 7-- Русский Хутор, Центральный; 8 - Сухокумское, 9 - Майское, 10 - Капиевское, 11 - Стальское, 12 - Граничное, 13 - Тюбинское, 14 - Восточно-Сухокумское, 15 - Дахадаевское, 16 - Равнинное, 17 - Солончаковое, 18 - Степное,

19 - Малгобек-Горское, 20 - Карабулак-Ачалукское, 21 - Гудермесское

Рис. 3. Схема геохимических показателей прогноза типа залежей в триасовом комплексе отложений Восточного Предкавказья.

а - непродуктивные структуры. Ост. уел. обозн. см. рис. 2. Углеводородные показатели зоны: ЦГ/n-С₆ (0,2-0,5); МЦГ/n-С₇ (0,5- 1,1); бензол/n-С6 (0,01-0,1); толуол/n-С₇ (0,02-0,3); ЦГ/МЦП (0,7-1,3); МЦГ/ДМЦП (1,5-2,8); 3МГ/2МГ (0,9-1,3); n-С₇/изоалканы С₇(1,0-1,8); цикланы/алканы (0,3-0,6); арены (С₆-С₇)/алканы (С₆-С₇) (0,01-0,2). Месторождения: 1 - Совхозное, 2 - Урожайненское, 3 - Величаевское, 4 - Зимняя Ставка, 5 - Пушкарское, 6 - Закумское, 7- Байджаковское, 8 - Восточно-Безводненское, 9 - Надеждинское, 10 - Южно-Буйнакское, 11 - Сухокумское, 12 - Восточно-Сухокумское, 13 - Равнинное, 14 - Солончаковое, 15 - Юбилейное, 16 - Южно-Таловское, 17 - Кумухское, 18 - Песчаное