К оглавлению

УДК 661.7:550.4

Геохимическое сопоставление РОВ пород и нефтей как способ диагностики нефтепроизводящих толщ (На примере мезозойских отложений Восточного Предкавказья.)

В. А. ЧАХМАХЧЕВ, Т. Л. ВИНОГРАДОВА, И. Ф. ЛОСИЦКАЯ, С. А. ПУНАНОВА, Е. Р. РАЗУМОВА, 3. В. ЯКУБСОН (ИГиРГИ)

Успехи органической геохимии, неразрывно связанные с совершенствованием аналитических методов исследований и выходом на молекулярный и атомарный уровни изучения нафтидов, неуклонно повышают эффективность ее применения в нефтегазопоисковой геологии. Этому способствуют также знания особенностей распределения индивидуальных реликтовых УВ, комплекса микроэлементов (МЭ) и гетероатомных компонентов в битумоидах и нефтях. Сравнительное изучение состава последних с годами получает все более широкий размах. В частности, эти исследования направлены и на выявление источников генерации УВ нефтяного ряда при оценке перспектив нефтегазоносности отдельных литологостратиграфических толщ НГБ.

Настоящие исследования ставили перед собой задачу комплексного геохимического изучения и сопоставления состава РОВ и нефтей на примере юрско-нижнемеловых и триасовых пород платформенной части Восточного Предкавказья.

Рассматриваемая территория - часть Скифской эпигерцинской плиты. Фундамент ее представлен породами палеозойского возраста, а осадочный чехол выполнен мезозойско-кайнозойскими отложениями. Их разделяет промежуточная толща пород, относимая к тафрогенному комплексу и сложенная терригенно-карбонатными и карбонатными породами от пермских до верхнетриасовых включительно. Тафрогенная толща имеет большое площадное распространение и достаточно широкий стратиграфический диапазон.

Мезозойские отложения Восточного Предкавказья характеризуются большим стратиграфическим диапазоном нефтегазоносности. Первые геохимические исследования свойств нефтей мезозоя позволили сделать вывод о наличии в разрезе осадочного чехла нескольких типов, приуроченных к триасовому, юрско-нижнемеловому и верхнемеловому комплексам.

Геохимическое изучение РОВ мезозойских отложений Предкавказья с целью выделения нефтегазоматеринских толщ проводилось многими исследователями. Несмотря на это проблема уверенного выделения нефтегенерационных свит полностью не решена, а ряд вопросов по-прежнему дискуссионен. В частности, одни авторы [1] в пределах платформенной части Восточного Предкавказья выделяют два крупных самостоятельных нефтегенерационных комплекса - юрский и триасовый, другие [2] доминирующую роль в процессах нефтегазообразования отводят РОВ триасовых осадочных образований, благодаря которому сформировались скопления УВ в пластах юрско-нижнемелового возраста за счет вертикальных перетоков нефти и газа. Для общей характеристики РОВ и выделения интервалов с благоприятными битуминологическими показателями были изучены 47 образцов пород триасового, юрского и нижнемелового возраста из разных тектонических зон платформенной части Восточного Предкавказья (Величаевско-Максимокумский, Ачикулакский валы, Чограйский, Арзгирский, Восточно-Манычский, Кумский прогибы, Таловская и Ногайская ступени).

Представительные разрезы отложений от нижнего мела до перми исследованы на площадях Колодезная, Ильменская, Путиловская, Пушкарская, Плавненская, Перекрестная, Солончаковая, Калининская. Нефти отобраны из скважин площадей Мартовская (J₂), Перекрестная (K₁ IX пл., 7), Зимняя Ставка (J₁Т₁), Закумская (К₁, IX пл., 7), Надеждинская (T₁), Восточная (Т₁), Урожайненская (J₁, Т₁), Пушкарская (T₁), Восточно-Сухокумская (Т₂), Байджановская (Т₁), Юбилейная (Т₁), Южно-Таловская (T₁), Песчаная (Т₁), Южно-Буйнакская (Т₁), Восточно-Безводненская (Т₁), Сухокумская (J₂, Т₂), Солончаковая (J₂, Т₂), Русский Хутор Центральный (K₁). Образцы пород отбирались из сважин, расположенных за контуром залежей УВ или на площадях с неустановленной нефтегазоностью.

В РОВ пород определялись содержание органического углерода (С_орг), хлороформенного битумоида А (ХБА), а по указанным параметрам рассчитывался коэффициент битуминозности (b)

Изученные отложения характеризуются невысоким содержанием Cорг при низких и средних значениях количества ХБА. Наиболее обогащены С_орг и ХБА средне- и особенно нижнеюрские аргиллиты. Битумоид в них преимущественно автохтонный, что подтверждается невысокими показателями b (0,8-7,2 %).

В нижележащем комплексе сравнительно благоприятными битуминологическими показателями отличаются глинистые известняки и отдельные пропластки аргиллитов среднего и верхов нижнего триаса. Распределение РОВ в этих отложениях имеет свои особенности. С одной стороны, в разрезе встречаются редкие интервалы с хорошими битуминологическими характеристиками автохтонного типа РОВ (b= 2,0-4,6%), с другой - преимущественно светлые карбонаты, туфопесчаники и эффузивы, практически лишенные С_орг, но содержащие ХБА, возможно, параавтохтонного происхождения. Об этом убедительно свидетельствуют высокие значения b (более 20 %).

Для верхнетриасовых эффузивов и туфопесчаников, а также светлых карбонатов нижнего триаса характерны низкие битуминологические параметры, РОВ в них в большинстве случаев представлено подвижным аллохтонным битумоидом (b =13-38%).

Для более детальной корреляции состава РОВ и нефтей отложений триаса и юры в комплексных исследованиях были использованы методы газожидкостной хроматографии (ГЖХ), инфракрасной (ИКС) и атомно-абсорбционной спектрометрии (ААС).

Необходимо отметить, что по преобладающему числу физико-химических показателей нефти триасовых и юрско-нижнемеловых отложений имеют много общего. Например, все они сравнительно легкие (0,815-0,835 г/см³), малосернистые (0,10-0,15 %) с невысоким содержанием силикагелевых) смол (1,1-3,5 %) и асфальтенов (0,5-3,0 %). По групповому составу УВ они относятся к метановому типу; во фракции, выкипающей до 300° С, эти нефти содержат 60-70 % алканов. Однако указанные элементы единообразия, как будет показано ниже, не исключают в их составе ряда принципиальных различий, имеющих, очевидно, генетическую природу.

Методом ГЖХ анализировались УВ нефтей и РОВ (петролейно-эфирные экстракты пород) состава С₁₄-С₃₀. Для типизации нефтей и корреляции их с РОВ был использован ряд показателей УВ. В частности, генетические взаимосвязи определялись по соотношению изопреноидных УВ С₁₉ и С₂₀ (Кг=пристан/фитан), относительному содержанию неидентифицированного арена, элюирующегося рядом с н-алканом С₁₅ (Кар = ароматический УВ/н-алкан С₁₅), а также по коэффициенту нечетности , рассчитанному по соотношению н-алканов. Коэффициент метаморфизма Км= (пристан+фитан) / н-алканы (С₁₇+С₁₈), характеризующий влияние степени катагенеза на нефти одного геохимического типа, может использоваться как генетический при сопоставлении нефтей разного генезиса и исходно содержащих н-алканы и изопреноиды в неадекватных соотношениях. Дополнительно использовались соотношения алканов: нормальных  и изопреноидных

Результаты хроматографического анализа показали, что нефти отложений юры и триаса отличаются по всем генетическим показателям, приведенным в табл. 1.

Различия во фракционном составе нефтей коллекторов юры и триаса, по-видимому, обусловлены не столько миграционными, сколько генетическими факторами. Нефти триаса в большинстве своем обогащены высокомолекулярными н-алканами (С₂₄-С₂₈) и на хроматограмме имеют бимодальное распределение с максимумами в области С₁₅ и С₂₄-С₂₈ (рис. 1). Для нефтей юрских и нижнемеловых пластов характерно резкое увеличение содержания легких УВ от С₁₅ к С₆ и отсутствие какого-либо максимума в области С₂₄-С₂₈. В то же время наличие в юрских отложениях нефтей, по всем генетическим параметрам коррелирующихся с триасовыми, служит дополнительным подтверждением возможностей перетоков углеводородных флюидов из коллекторов триаса в юрские пласты в границах отдельных площадей региона (Зимняя Ставка, Урожайненская, Мартовская и т.д.).

В отличие от нефтей битумоиды, как правило, представлены более узкой фракцией УВ, поэтому они сопоставлялись по меньшему числу показателей УВ (табл. 2). Однако основные генетические особенности в распределении УВ, отмеченные в нефтях обоих комплексов, сохраняются и в углеводородном составе паравтохтонных и автохтонных битумоидов. Юрский автохтонный битумоид хорошо коррелируется с нефтями юры по всем показателям УВ, но в паравтохтонном битумоиде юрских отложений занижено содержание пристана по сравнению с нефтями и снивелирован (практически до 1) Кнеч. По-видимому, это обусловлено проявлениями процессов перемещения подвижной части РОВ. Аналогичные закономерности прослеживаются и при корреляции нефтей и битумоидов триаса.

По битуминологическим данным в исследованных образцах триаса гораздо чаще встречается паравтохтонный тип битумоида, а по показателям УВ он практически не дифференцируется с автохтонным битумоидом триаса. Вероятно, это свидетельствует об интенсивных процессах первичной миграции или же о переформировании залежей в карбонатных пористо-трещинных отложениях триаса.

Более четкие различия в составе РОВ юрских и триасовых образований получены по данным ИКС ХБА на приборе «Specord-75 IR». Спектральные результаты обрабатывались с использованием наиболее объективных (не зависящих от условий записи спектров) и характеристичных показателей, т.е. спектральных коэффициентов. Из-за большого качественного различия ИК-спектров нефтей и ХБА спектральные коэффициенты, вводимые для этих двух типов нафтидов, не идентичны, но качественно они вполне сопоставимы.

Как показали исследования, в ХБА юрских отложений преобладают ароматические и связанные с ними кислородсодержащие структуры и в небольшом количестве присутствуют длинноцепочечные н-алкановые фрагменты, а в ХБА триасовых пород, наоборот, преобладают длинноцепочечные парафиновые фрагменты и связанные с ними алифатические (моно- и биядерные) структуры (рис. 2).

Результаты исследования ИК-спектров нефтей триасовых, юрских и нижнемеловых отложений подтверждают различия в составе флюидов УВ. В частности, выявлено закономерное изменение спектральных коэффициентов в нефтях как триасовых, так и юрско-нижнемеловых пластов (табл. 3).

Как следует из табл. 3, нефти триаса характеризуются относительно низким содержанием ароматических, нафтеновых и кислородсодержащих структур и состоят главным образом из длинноцепочечных н-алканов.

В нефтях же нижнемеловых и юрских пластов установлено систематическое возрастание ароматических и нафтеновых фрагментов, а также доли укороченных н-парафиновых цепей. Следует подчеркнуть, что спектральные коэффициенты нефтей указанных двух пластов в значительной мере перекрываются, т. е. они практически по этим показателям не различаются и, по-видимому представляют собой углеводородные флюиды одного генетического ряда. В целом направленность изменений спектральных параметров нефтей и ХБА триасового и юрско-нижнемелового комплексов практически одинакова. Из этого следует, что составы ХБА и нефтей в каждом комплексе по указанным спектральным параметрам коррелируются между собой, отражая их тесные генетические связи.

По данным ГЖХ и ИКС, таким образом, вырисовываются принципиальные отличия типов исходной биомассы в обоих комплексах – гумусово-сапропелевого (в юрском) и сапропелевого (в триасовом). Первый из них характеризуется сравнительно высокими значениями соотношения пристана и фитана, Кнеч в более высокомолекулярной части н-алканов, преобладанием по ИК-спектрам ароматических и кислородсодержащих структур и т. д. Более глубоководному сапропелевомутипу РОВ триаса свойственны сравнительно низкие значения пристан-фитанового коэффициента, обилие в РОВ и нефтях фрагментов длинноцепочечных н-парафинов, алифатических сложных эфиров и низкое содержание ароматических структур.

В настоящее время в комплекс геохимических исследований все чаще включаются данные по составу МЭ нефтей и РОВ. С этой целью были изучены закономерности распределения биогенных МЭ (ванадия, никеля, железа, меди, цинка, кобальта и золота) в ХБА пород триаса и юры, а также в нефтях из пластов того же возраста Восточного Предкавказья. МЭ определялись методом атомной абсорбции на отечественном приборе «Спектр-1» и обнаружены во всех пробах нефтей. Исследованные нефти по сравнению с нефтями Урало-Поволжья, Коми АССР и Западной Сибири относятся к группе флюидов УВ, обедненных МЭ. Особенно мало тех МЭ, которые связаны со смолисто- асфальтеновыми компонентами, т. е. ванадия, никеля и кобальта. Во всех пробах железо преобладает над ванадием и никелем, и поэтому изученные нефти Прикумско-Сухокумской зоны поднятий относятся к группе так называемых «железистых» нефтей. Усредненные данные по содержанию в нефтях МЭ представлены в табл. 4.

Анализ данных, представленных в табл. 4, приводит к следующим заключениям.

1. Нефти юрских и триасовых отложений различны по содержанию V и особенно Со, (т. е. по МЭ, концентрирующимся преимущественно в тяжелых фракциях УВ и гетероатомных компонентах), а также по распределению Zn и Аu (МЭ, которые содержатся в сравнительно легких масляных фракциях).

2. Сходные различия отмечены и по распределению тех же МЭ, особенно в автохтонных битумоидах триасовых и юрских отложений.

3. В распределении МЭ в нефтях и ХБА каждого комплекса проявляются одинаковые черты геохимической специфики и преемственности, характер которых по соотношениям отдельных МЭ отражен на рис. 3.

4. По абсолютному содержанию отдельных МЭ автохтонные и паравтохтонные битумоиды в объеме одноименных комплексов дифференцируются. Однако некоторые количественные отклонения не выходят за рамки генетических различий в составе МЭ ХБА пород обоих комплексов.

Таким образом, близкий характер распределения МЭ в нефтях и битумоидах одновозрастных комплексов, а также значительное сходство соотношений наиболее «контрастных» МЭ в этих же объектах свидетельствуют о сингенетичности нефтей вмещающим отложениям юрского и триасового возрастов. Вместе с тем не исключена возможность подтока подвижной части РОВ из триасовых отложений в юрские, который приводил к некоторому увеличению содержания подвижных МЭ (цинк, золото) и мог быть причиной наблюдающегося заметного разброса значений концентраций МЭ в нефтях и РОВ юрских отложений (см. рис. 3). О возможностях миграции подвижных битумоидов РОВ и вертикальных перетоках УВ из залежей триаса в юрские пласты свидетельствуют некоторые случаи подобия соотношений МЭ паравтохтонных триасовых битумоидов и юрских нефтей.

Выводы

1. Установленные геохимические различия между нефтями юрских и триасовых пластов хорошо согласуются с неодинаковым составом и природой РОВ обоих комплексов. Это позволяет предполагать наличие двух источников генерации УВ, связанных с РОВ осадочных образований как триасового, так и юрского возраста. Данное обстоятельство значительно расширяет перспективы открытия в триасовом комплексе новых залежей нефти и газа в зонах с благоприятными геологическими условиями формирования и сохранения скоплений УВ.

2. В объеме триасовых отложений по большинству изученных геоструктурных элементов выявлены следы активных процессов перемещения подвижной части УВ паравтохтонного битумоида. Указанные битуминологические особенности РОВ обычно характерны для зон нефтегазонакопления. Что касается очагов генерации УВ, то их пространственная локализация по триасовым образованиям еще затруднена и требует дальнейших уточнений. Области генерации УВ, очевидно, располагаются на северо-востоке региона и совпадают с границами простирания Восточно-Манычского прогиба, в сторону которого карбонаты фациально замещаются аргиллитами при общем увеличении мощности всего триасового комплекса.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Геохимические особенности пород и нефтей триаса Восточного Предкавказья/ М.С. Бурштар, К.Ф. Родионова, А.Г. Милешина, Ф.Е. Окунькова,- Труды ВНИГНИ. М., 1972, вып. 120, с. 28-36.

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

Таблица 1 Усредненные показатели состава УВ нефтей юрско-нижнемеловых и триасовых отложений

Возраст продуктивного пласта	Интервал, м	Число образцов	Генетические показатели				Калк	Кизопр
			Кг	Кар	Кнч	Км
Нижний мел - юра	3060-4000	14	1,8-2,0	9-23	1,03-1,1	0,12-0,15	1,7-2,4	1,5-2,7
Триас	3450-4600	21	1,3-1,5	3-9	0,9-1,03	0,15-0,24	1,2-1,6	0,7-1,3

Таблица 2 Усредненные показатели состава УВ РОВ юрских и триасовых отложений

Возраст пород	Число образцов	Тип битумоида	Генетические показатели
			Кг	Кнч	Км	Калк
Юра	8	Автохтонный	1,6-3,5	1,0-1,05	0,2-0,6	1,4-1,6
»	7	Паравтохтонный (аллохтонный)	1,2-1,5	1,0	0,1-0,3	1,6-2,5
Триас	6	Автохтонный	1,0-1,4	1,0	0,1-0,5	1,7-3,5
	16	Паравтохтонный (аллохтонный)	1,0-1,3	1,0	0,1-0,2	1,7-2,2

Таблица 3 Средние значения спектральных коэффициентов нефтей Восточного Предкавказья

Возраст пород
Триас	0	0,09	0,03	0,03	0,05	0,09	0,02	0,87
Юра	0	0,15	0,05	0,04	0,08	0,17	0,32	0,66
Нижний мел	0,03	0,20	0,07	0,04	0,11	0,28	0,57	0,55

Примечание. D - оптическая плотность в максимуме полосы, цифра (1700) - волновое число.

Таблица 4 Содержание МЭ в ХБА и нефтях отложений юры и триаса

Исследуемое вещество	Возраст пластов	МЭ в ХБА (n*10^-2 %) и нефтях (n*10^-4 %)
		V	Ni	Со	Fe	Cu	Zn	Аu
Автохтонный битумоид	Юра	12,4	1,8	0,1	14,7	2,4	1,8	3,7
Паравтохтонный битумоид	»	11,8	2,9	0,2	14,8	4,2	2,1	1,9
Автохтонный битумоид	Триас	9,1	1,9	1,2	18,5	2,7	1,2	0,3
Паравтохтонный битумоид	*	4,6	1,0	0,9	25,1	5,6	4,9	0,5
Нефть	Юра	2,2	1,4	0,03	55,2	0,8	1,7	0,34
»	Триас	3,1	0,7	0,43	31,5	1	0,6	0,08

Рис. 1. Распределение н-алканов в нефтях триасовых(А) и юрско-меловых (Б) отложений.

Месторождения: 1 - Восточное, 210; 2 - Солончаковое, 39; 3 - Байджановское, 1; 4 - Закумское, 1; 5 - Мартовское, 14; 6 - Сухокумское, 37; 7 - Надеждинское, 6; 8 - Закумское, 30; 9 - Перекрестное, 4

Рис. 2. Типичные ИК-спектры хлороформенных битумоидов из триасовых (1) и юрских (2) отложений.

Стрелками обозначено отнесение ИК-полос к поглощению различных функциональных групп

Рис. 3. Корреляция нефтей и битумоидов триасового и юрского комплексов по соотношениям МЭ

Поля корреляции: а - триасового комплекса, б - юрского; в - линия сопоставления; отношения МЭ в нефтях и битумоидах: г - триаса, д - юры (1 - V/Co, 2 - V/Ni, 3 - Ni/Co, 4 - V/Cu, 5 - Zn/Cu, 6 - Cu/Co, 7 - Zn/Co, 8 - Au/Co