К оглавлению

УДК 550.4:552.52:551.781.5(470.63)

Геохимическая характеристика глинистых нефтеносных отложений олигоцена Восточного Предкавказья

И.А. БУРЛАКОВ, Р.А. ХАДИСОВА, Л.А. КЕЛИГРЕХАШВИЛИ. Т.Б. ЛЕЩИНСКАЯ (СевКавНИПИнефть)

К настоящему времени промышленная нефтеносность глинистых отложений олигоцена установлена в пределах Прикумской зоны поднятий, Центрально-Ставропольской впадины, Ногайской ступени. Отложения хадумской и баталпашинской свит представлены мощной, практически однообразной толщей глинистых и карбонатно-глинистых пород. Доминируют аргиллитоподобные (некарбонатные и слабокарбонатные) глины и глинистые мергели. Для пород характерна темно-серая и черная с буроватым оттенком окраска. Отличает породу тонкая плитчатость, переходящая в средней и верхней частях разреза (подсвита Морозкиной балки, баталпашинская свита) в листоватость.

Отложение глин олигоцена происходило в условиях морского бассейна и теплого (тропического и субтропического) климата. Морской режим отличался повышенной скоростью осадконакопления - 80-200 м/млн. лет [1,2]. Химический состав пород достаточно однообразен и не претерпевает значительных изменений. Доминируют оксиды кремния (57 %), алюминия (19 %), железа (FeO - 1,7 %, Fe₂O₃ - 3,9 %), магния (1,7 %), калия (3,1 %). Значительно содержание общей серы (2,5 %). Отношение Al₂O₃/SiO₂ обычно составляет 1:(2,5-1,3), иногда достигает 1:4, что свидетельствует о формировании осадков в нейтральной или слабощелочной среде.

Породообразующей компонентной пелитовой части глин являются ассоциации гидрослюды, хлорита, каолинита и смешаннослойных образований. Типы глинистых минералов и их количественное соотношение позволяют сделать вывод, что осадконакопление происходило в зоне периодического или постоянного опреснения или в переходной зоне от опресненной к чисто морской.

Геохимические условия в осадке, реконструируемые по составу микроэлементов и аутигенных железистых минералов, а также результатам петрографического изучения шлифов, определяются как восстановительные и резко восстановительные.

Из микроэлементов присутствуют медь (40*10^-4%) и молибден (11*10^-4%). Содержание реакционно-способного железа (на породу) 3,5- 8,9 %, в среднем 6,5 %. Средние концентрации оксида, диоксида и пиритного железа на породу составляют соответственно 1,57, 4,37 и 0,56 %. По ассоциации аутигенных минералов, отмечаемых в шлифах, выделяется сидерито-сульфидная фация.

ОВ пород представлено тремя морфологическими типами: дисперсно-рассеянным, тесно перемешанным с основной минеральной массой, гумусоподобным аморфным и углистым. Обычно в образцах пород отмечается комплекс двух либо трех типов ОВ. Резко доминирует тонкодисперсное ОВ, доля других разновидностей незначительна. Форма гумусоподобного типа ОВ нитевидная, продолговатая, линзовидная и обрывочная. Контакт нитевидной и обрывочной форм ОВ с вмещающей минеральной массой пород нечеткий, тогда как включения ОВ продолговатой или линзовидной формы имеют четкие очертания. Углистый тип ОВ отмечается в виде зерен в основном алевритовой размерности. В карбонатных прослоях встречаются единичные углистые включения диаметром до 1 мм.

Содержание С_орг в образцах пород 0,4-3,5 %. Модальное значение С_орг практически одинаково для всех частей разреза и составляет 1 % (коэффициент вариации 30-40 %, среднее квадратичное отклонение 0,4-0,6). Среднее содержание С_орг в породах хадумской свиты 1,32 % (пшехская подсвита 1,34, подсвита Морозкиной балки 1,3 %), баталпашинской свиты 1,2 %. Наблюдается зависимость содержания С_орг от карбонатности и пористости пород. Содержание С_орг снижается по мере увеличения карбонатности пород [3] и возрастает с уменьшением их пористости, что может быть объяснено частичной закупоркой пустотного пространства адсорбированным на пелитовых частицах ОВ.

Как и авторы работы [2], мы установили сапропелевый и гумусово-сапропелевый типы ОВ. Отношение С/Н битумоидов 7-8, что характерно для сапропелевого типа ОВ. Отношение компонентов нефтяных и воднорастворимых газов рассматриваемых отложений С₂/С₃+высш. равно 0,16-0,34, редко достигает 0,6. Отношение С₂/С₃+высш. составляет в среднем для гумолитов 1,7, для сапрогумолитов 0,8, для сапропелитов 0,2. Сапропелевое вещество генерирует значительно больше газообразных гомологов метана (С₂-С₅), чем гумусовое. По соотношению масел (57,6%), смол (39,3%) и асфальтенов (3,2 %) в ХБ ОВ сапропелевого типа.

По глубине залегания глинистых отложений олигоцена (2000-2600 м, а на юго-востоке Ставропольского края до 3000 м), пластовой температуре (116- 135 °С), содержанию УВ в битумоидах (до 75 %) и коэффициенту восстановленности последних (10,6-12,3) современная степень катагенеза соответствует мезокатагенезу, градациям МК₁-МК₂, МК₂-МК₃ [2].

Проведенные люминесцентно-битуминологические исследования позволили установить высокое битумоидосодержание пород. Битуминозная текстура в основном равномерная, редко отмечается линзовидная. По характеру люминесценции пород, растворов битумоидов и их капиллярных вытяжек (ярко-голубые, бледно-синие, белесовато- и серо-голубые цвета) отмечается наличие только легких и маслянистых битумоидов. Содержание ХБ и спиртобензольного (ДСББ) битумоидов в породах изменяется в широких пределах (таблица).

По усредненным данным глинистая толща характеризуется близкими значениями содержания битумоидов в пределах всей платформенной части Восточного Предкавказья. Например, в отложениях хадумской свиты содержание ХБ на различных площадях составляет (%): Озек-Суат - 0,81, Прасковейская -0,8, Ачикулакская -0,63, Журавская -0,42, Советская -0,68. В породах баталпашинской свиты оно равно (%): Озек-Суат - 0,27, Прасковейская - 0,2, Журавская - 0,35, Советская - 0,4.

Закономерное увеличение содержания ХБ в породах с глубиной обусловлено двумя факторами: нарастающим уровнем катагенетического преобразования отложений и, следовательно, восстановленности битумоидов и отжатием части битумоидов вниз за счет уплотнения глинистой толщи - нисходящего гидродинамического напора. Подтверждением последнего положения может служить тот факт, что с глубиной происходит увеличение содержания не только ХБ, но и ДСББ. Хотя и незначительное, но все-таки увеличение содержания ДСББ с глубиной в данном случае предопределено именно нисходящей эмиграцией битумоидов, так как обычно отмечается убывание содержания ДСББ в литологически однотипных породах с генетически близким исходным ОВ по мере развития его катагенетического преобразования.

В общем количестве битумоидов доминируют хлороформенные. На Журавской и Прасковейской площадях отношение ХБ/ДСББ в породах пшехской подсвиты 1,4, подсвиты Морозкиной балки 1,43, баталпашинской свиты 1,4. На Советской площади, где рассматриваемые отложения находятся на больших глубинах, отношение ХБ/ ДСББ в отложениях хадумской свиты 4,5, баталпашинской 2,6. Между содержанием битумоидов и С_орг связь очень слабая (r=0,25...0,57), потому что значительная часть битумоидов перемещенная.

Особенность глинистых отложений - отсутствие гуминовых кислот. Групповой и элементный составы хлороформенных битумоидов определяли по образцам пород с Озек-Суатской и Журавской площадей. Содержание масел 57,5 %, смол 39,3 %, асфальтенов 3,2 %. Элементные составы ХБ и нефти практически идентичны. Битумоид содержит (%): С - 80,2-82,3, Н - 10,2-11,2, O+N+S - 7,5-8,6. Нефть содержит (%): С - 84,03, Н - 11,8, O+N+S - 7,6.

Сходство составов битумоида и нефти подтверждается также результатами инфракрасной спектроскопии (рисунок).

Согласно классификации А.М. Акрамходжаева [4], глинистые отложения олигоцена Восточного Предкавказья относятся к высококачественным потенциальным нефтематеринским, а в настоящее время - к нефтепроизводящим осадочным образованиям, поскольку они находятся в ГЗН.

Большие значения , определяющего долю битумоида в РОВ и составляющего для хадумской свиты 32,7, баталпашинской свиты 35,1, свидетельствуют о том, что в породах присутствует в основном паравтохтонный битумоид. Широкое распространение паравтохтонного битумоида обусловлено тем, что нижнемайкопская глинистая толща представляет собой в значительной мере закрытую систему, из которой эмиграция микронефти затруднена [5]. Своеобразие ее геологического строения в том, что глинистые неколлекторские толщи резко доминируют по объему над коллекторами. В таких условиях нефтематеринский потенциал пород слабо реализуется, а масштабы образования нефти в рассеянном состоянии во много раз превосходят геологические концентрированные запасы. Наличие разуплотненных зон в глинистой толще обусловливает формирование сингенетичных залежей нефти. Подводя итог краткой геохимической характеристики рассмотренных отложений, можно еще раз подчеркнуть следующее.

1. Формирование нефтематеринского потенциала пород происходило в благоприятных условиях (трансгрессивный режим, накопление тонкопелитовых глинистых осадков, оптимальная скорость осадконакопления, восстановительные условия, формирование РОВ за счет низших организмов планктона).

2. Отложения относятся к высокопотенциальным нефтематеринским и нефтепроизводящим.

3. Неблагоприятное соотношение нефтематеринских пород и коллекторов обусловило слабую реализацию нефтематеринского потенциала за счет затруднений эмиграции УВ.

4. Основной тип битумоида в породах - паравтохтонный.

5. Сформированные в разуплотненных участках глинистой толщи нефтяные залежи, по-видимому, сингенетичны по отношению к вмещающей породе.

6. В связи со значительным территориальным распространением глинистой толщи олигоцена и благоприятной геохимической характеристикой ее во всех частях рассматриваемого региона перспективы дальнейшего открытия залежей нефти в этих отложениях вполне реальны.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Назаревич Б.П., Назаревич И.А., Стафеев А.М. История нафтидогенеза в мезозойских отложениях Восточного Предкавказья (на примере Восточно-Манычского прогиба).- В кн.: Осадочно-миграционная теория образования нефти и газа. М., 1978, с. 218-227.

2. Корчагина Ю.И., Четверикова О.П. Методы интерпретации аналитических данных о составе рассеянного органического вещества. М., Недра, 1980.

3. Вассоевич Н.Б. Основные закономерности, характеризующие органическое вещество современных и ископаемых осадков. М., Наука, 1973.

4. Акрамходжаев А.М. Нефть и газ - продукты преобразования органического вещества. М., Недра, 1982.

5. Неручев С.Г. Нефтепроизводящие свиты и миграция нефти. Л., Недра, 1969.

Таблица

Геохимическая характеристика глинистых отложений Восточного Предкавказья

Глины	Сорг, %	ХБ, %	ДСББ, %			УВ в породе, кг/м^3
Баталпашинские	0,4-3,5	0,4-1,48	0,04-0,92	3,92-72,7	8,8	3,2
	1,2(50)	0,35(112)	0,27(112)	33,4(90)
Морозкиной балки	0,42-2,18	0,08-0,96	0,02-0,63	4,91-58,64	12	4,6
	1,3(20)	0,52(24)	0,3(24)	28,9(15)
Пшехские	0,5-2,9	0,01-1,37	0,02-0,65	12,5-78,7	16,6	6,7
	1,34(21)	0,74 (34)	0,44(34)	32,7(11)

В числителе экстремальные значения, в знаменателе - средние, в скобках - количество определений.

Рисунок

ИК-спектры ХБА н нефти олигоценовых отложений (по данным В.А. Чахмахчева, Т.Л. Виноградовой):

1 - ХБА (площадь Журавская, скв. 62, интервал 2104-2112 м), 2 - нефть (там же, интервал 2096-2106 м).