О ГЕНЕТИЧЕСКОМ ЕДИНСТВЕ НЕФТЕЙ АПШЕРОНО-ПРИБАЛХАНСКОЙ ЗОНЫ ПОДНЯТИЙ

О. А. АРЕФЬЕВ (ИГнРГИ), Е. В. ЗАХАРОВ, И. Б. КУЛИБАКИНА, В. М. МУРАДЯН (ВНИИгаз), А. Г. АХМЕДОВ, А. А. НАРИМАНОВ, А. И. СУЛЕЙМАНОВ (Каспморнефтегаз)

Приуроченность Южно-Каспийского нефтегазоносного бассейна к межгорной впадине обусловила особенности ее геологического развития: активность неотектонических движений, большие мощности осадочного чехла и низкую степень прогретости недр. Последняя определяет более глубокое залегание нижней границы зоны нефтенакопления и преимущественную нефтеносность всего разреза осадочного чехла Южно-Каспийской впадины (ЮКВ).

Изучение геохимических особенностей нефтей ЮКВ занимались многие исследователи на протяжении всей истории развития нефтяной промышленности. В последнее десятилетие наряду с изучением физико-химических параметров нефтей были проведены хроматографические исследования, которые позволили установить характер распределения нормальных и изопреноидных УВ по месторождениям ЮКВ [3, 4, 5].

Однако проведенные исследования характеризуют лишь локальные структуры и отдельные нефтегазоносные районы и не дают возможности проследить направленность изменения состава нефтей в пределах всей впадины. Для восполнения пробела нами сделана попытка проследить изменение ряда генетических параметров нефтей по всей Апшероно-Прибалханской зоне поднятий (рисунок).

Открытие в указанной зоне крупных месторождений УВ (28 Апреля, им. Каверочкина, им. 26 Бакинских комиссаров. Октябрьской революции, банка Восточная Ливанова и др.) позволяет поновому рассмотреть их генетическую природу и провести сопоставление по площади и разрезу. При решении вопроса о генезисе правомерна классификация нефтей, основанная на понятиях об их химическом и генетическом типах. Установлено, что генетически единые нефти могут различаться по химическому составу (типы А¹, А², Б¹, Б²) вследствие влияния процессов катагенеза, биодеградации, окисления, растворения в сжатых газах и др. (Ал. А. Петров, В. А. Пунанов, 1986 г.). Генетический тип нефтей определяется характером распределения реликтовых УВ, унаследованных от исходной биомассы. Изучение высокомолекулярных н-алканов и изопреноидов позволяет получить информацию не только о генезисе нефтей, но и об эволюции их состава в различных зонах катагенеза и гипергенеза,

Сопоставление кривых распределения реликтовых УВ в нефтях различных горизонтов западной части Апшероно-Прибалханской зоны указывает на их идентичность независимо от глубины залегания и приуроченности к различным свитам и горизонтам среднего плиоцена. К востоку от месторождения Нефтяные Камни на площади Октябрьской революции (Промежуточной) в составе н-алканов хотя и происходит некоторое увеличение количества высококипящих УВ, но сохраняется общая тенденция распределения реликтовых УВ, характерная для западных районов зоны.

Для установления природы нефтей подсчитывают различные генетические коэффициенты, характеризующие соотношение между наиболее часто встречающимися изопреноидными УВ i-C₁₉/i-С₂₀ (пристан/фитан), изопреноидными и нормальными алканами, выкипающими при одинаковых температурах, K_i=i-C₁₉+i-C₂₀/n-C₁₇+n-C₁₈ и др.

Значения генетических показателей для нефтей Апшероно-Прибалханской зоны поднятий различных горизонтов (от балаханской до калинской свиты продуктивной толщи среднего плиоцена) и глубин залегания (от 870 до 4175 м) приведены в таблице. Нефти таких месторождений, как о-ва Артема, Грязевой Сопки, банки Дарвина, относятся к категории биодеградированных типа Б¹, в их составе невозможно идентифицировать нормальные и изопреноидные алканы. К категории частично биодеградированных нефтей типа Б² можно отнести нефти свиты “перерыва” месторождений Нефтяные Камни и 28 Апреля. При этом биодеградации подверглись лишь нормальные алканы, тогда как изопреноидные УВ оставались незатронутыми. Процесс биодеградации может проявляться до глубины 1,5 км, а на месторождениях Западной Туркмении достигает 3,5 км. Интенсивность этого процесса уменьшается сверху вниз по разрезу осадочного чехла. В то же время различная интенсивность процессов биодеградации не приводит к формированию разнотипных нефтей, хотя и происходит изменение их физико-химической характеристики.

Так, в отличие от свиты “перерыва” нефти свиты НКП месторождения 28 Апреля парафинистого типа А¹, по характеру распределения н-алканов и генетическим коэффициентам весьма близки к нефтям более восточных районов Апшероно-Прибалханской зоны поднятия (см. таблицу).

Необходимо отметить, что, несмотря на частичную биодеградацию и различия в химическом составе, нефти свит “перерыва” и НКП близки по генетической природе.

По мере погружения продуктивных горизонтов и появления новых глубокозалегающих в разрезе отложений среднего плиоцена отмечается постепенная смена полностью биодеградированных нефтей типа Б¹ частично биодеградированными типа Б² и нормальными типа А¹. Первые типы нефтей связаны с наиболее дислоцированными структурами диапирового строения внешнего обрамления ЮКВ, характеризующимися как значительным сокращением мощности разреза, так и широким развитием разрывных нарушений.

Все нефти Апшероно-Прибалханской зоны поднятий характеризуются повышенным содержанием нафтеновых УВ и близкими значениями генетических коэффициентов. Для отношения пристан/фитан максимальное отклонение от средних значений не превышает 5–10 %. Значения коэффициента Кi равны 0,50–0,88, что свидетельствует о сравнительно невысокой степени превращенности рассматриваемых нефтей и, вероятно, обусловлено низкой степенью прогретости недр исследуемого региона.

В пределах отдельных месторождений восточной части зоны (банки Лам, Жданова и др.) можно отметить определенную тенденцию к снижению с глубиной залегания продуктивного горизонта коэффициентов i-C₂₀/n-С₁₈, i-C₁₉/n-С₁₇, однако эта тенденция не является повсеместной (месторождение Западный Челекен). Более четко фиксируется увеличение значений соответствующих коэффициентов в составе конденсатов, что, очевидно, связано с особенностями ретроградных процессов в УВ с прямой и разветвленной цепями.

Значение отношения пристан/фитан в нефтях колеблется в достаточно узких пределах (1,2– 1,45), тогда как в конденсатах оно увеличивается до 1,7–1,8, что можно объяснить лучшей растворимостью в сжатых газах более низкомолекулярных изопреноидов. Аналогичная картина увеличения в конденсатах отношений пристан/фитан отмечалась в ряде других регионов (Тимано-Печорская НГП, Восточная Сибирь и др.).

Однако в отличие от большинства НГБ в нефтях Апшероно-Прибалханской зоны поднятий с глубиной залегания не отмечается роста доли низко-кипящих УВ п-С₁₀–n-C₂₀. Так, на площади банка Лам отношение (п-С₁₀–n-C₂₀)/(п-С₂₁–n-C₃₁) на глубине 2,7– 2,75 км равно 1,9, а на глубине 3,8–3,9 км (горизонт VIII) – 2. Отсутствие видимых процессов термодеструкции УВ, вероятно, объясняется близкой степенью катагенетической преобразованности нефтей по разрезу осадочного чехла плиоценового комплекса вследствие низкой степени прогретости недр (геотермический градиент на глубинах 3,5– 4,5 км 1,2–1,7°С/100 м).

Наряду с отсутствием тенденции к нарастанию с глубиной доли относительно низкокипящих УВ отмечается определенное увеличение их концентрации с востока на запад.

Исследования нефтей Апшероно-Прибалханской зоны поднятий позволяют также сделать вывод о генетическом единстве нефтей продуктивной толщи независимо не только от глубинной, но и фациальной приуроченности. Такое заключение может показаться неправомерным, так как в красноцветных породах (Прибалханская зона) обычно преобладает окислительная обстановка осадконакопления, ОВ подвергается глубокой деградации, что в свою очередь приводит к необратимым химическим изменениям в его составе (удалению наиболее лабильных компонентов). В результате ОВ обладает сравнительно низким нефтематеринским потенциалом. При высокой степени окисленности в ОВ (и, следовательно, в генерируемой им нефти) отмечается преобладание пристана над фитаном, а в инфракрасных спектрах значительная интенсивность полосы поглощения карбонильной группы.

Однако анализ нефтей красноцветной толщи туркменского сектора Каспийского моря показывает, что их нельзя отнести к нефтям, генерированным окисленным керогеном, и по генетическим показателям они сходны с нефтями западных районов Апшероно-Прибалханской зоны поднятий, с восстановительными условиями осадконакопления.

Приведенные данные позволяют сделать вывод, что нефти Апшероно-Прибалханской зоны поднятий не были генерированы ОВ вмещающих отложений, а имеют миграционный характер. Нефти, мигрировавшие из наиболее погруженных участков Южно-Каспийской впадины, заполняли находящиеся на их пути ловушки в приподнятой Апшероно-Прибалханской зоне. Миграция УВ, вероятно, связана с эпохой тектонической активности (с предбакинским периодом), когда произошло наиболее активное меридиональное прогибание акватории Каспия. Невозможность генерации нефти непосредственно в период отложения продуктивной толщи объясняется перестройкой тектонического плана исследуемого региона на границе верхнего и нижнего понта. Во второй половине понтического века единый широтный Понто-Каспийский бассейн распался на два самостоятельных озера-моря, что сопровождалось резким падением уровня вод во вновь образовавшихся водоемах, располагающихся на месте современного Южного Каспия [2].

Южно-Каспийская впадина (ЮКВ) на рубеже понтического и акчагыльского веков располагалась в зоне пересечения двух крупных областей прогибания: субширотного (более древнего) и субмеридионального (более молодого). Во время отложения продуктивной (красноцветной) толщи произошла смена субширотного прогибания субмеридиональным. Территория ЮКВ – тектонически активный регион, в котором широко развиты мутьевые потоки, принесшие огромные массы терригенного материала. В результате резкого падения уровня моря образовались мощные эрозионные долины прарек, берущих начало на севере [ 1 ]. В долинах рек и на прилегающих участках скапливались мощные толщи принесенных пород различной степени отсортированности и окраски. Все это позволяет предложить вторичный характер красноцветной окраски пород восточного шельфа ЮКВ. Возможно, это и результат размыва пестроокрашенных пород Большого и Малого Балхана, Западного Копет-Дага и других регионов Туркмении, основной речной водной артерией которых служила палео-Аму-Дарья.

В конце среднего плиоцена был сформирован современный структурный план ЮКВ, возникла крупная поперечная структура Апшероно-Прибалханского порога, связанная с древним глубинным разломом и отделяющая морской бассейн на юге Каспия от среднекаспийской суши. В региональном плане этой зоне отвечает гравитационный минимум, что может свидетельствовать о ее инверсионном характере и вовлечении в подъем только в последний этап геологического развития (в настоящее время ЮКВ продолжает прогибаться). Апшероно-Прибалханская зона поднятий осложнена рядом кулисообразнопостроенных поднятий, расположенных на одной оси и служащих ловушками УВ, поступающих в новейшее время из наиболее прогнутых участков ЮКВ. Молодой возраст УВ-скоплений подтверждается преимущественно циклическим характером нефтей, наличием аномально высоких пластовых давлений (по большинству разрабатываемых залежей), широким развитием грязевых вулканов, нередко сопровождавшимся бурным выделением газов и нефтей и т. д.

Преобладающей формой миграции УВ была, вероятно, латеральная из наиболее погруженных участков ЮКВ. По большинству складок северо-восточные крылья более приподнятые по сравнению с юго-западными, и в этом же направлении отмечается смещение сводов по верхним горизонтам. В южном направлении увеличивается суммарная мощность песчаников, что облегчало прохождение миграционного потока УВ.

О миграции УВ из наиболее погруженных участков ЮКВ может свидетельствовать и определенное облегчение нефтей (снижение плотности, уменьшение содержания смолисто-асфальтеновых компонентов, увеличение выхода бензиновых фракций) в направлении погружения продуктивных горизонтов к центру ЮКВ. В том же направлении возрастает и степень заполнения ловушек газом, достигающая максимальных значений в наиболее погруженных структурах. Миграция УВ, вероятно, происходила в несколько этапов, что и обусловило различия физико-химических (но не генетических) параметров нефтей плиоценового комплекса Апшероно-Прибалханской зоны.

Процессы вертикальной миграции имели значительно меньшую масштабность, что подтверждается затуханием разрывных нарушений и ростом глинистости разреза с глубиной погружения продуктивных отложений. О затрудненности подтока УВ из глубокозалегающих горизонтов свидетельствует и наличие мощной толщи майкопских глин, играющих роль глубинного термоизолятора.

Отсутствие залежей по большинству структур в отложениях постплиоценового возраста (акчагыльский, апшеронский ярусы) объясняется отсутствием условий для сохранения залежей нефти.

ВЫВОДЫ

1. Нефти плиоценового комплекса Апшероно-Прибалханской приподнятой зоны, несмотря на различия физико-химических характеристик, относятся к единому генетическому типу.

2. Превалировала многоэтапная латеральная миграция УВ из наиболее погруженных участков ЮКВ.

3. Относительная “молодость” залежей предопределила возможность сохранения газоконденсатных залежей даже в тектонически нарушенных структурах и первичных циклических нефтей в отложениях продуктивной толщи.

4. Низкий геотермический градиент на глубинах 3–5 км и высокие скорости осадконакопления обусловили значительную растянутость зоны нефтеобразования и снижение ее нижней границы на глубину более 7 км.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Андреева М.В. К проблеме связи Каспия с северными морями в акчагыльское время / В кн.: Стратиграфия и палеогеография газонефтеносных областей юга Советского Союза.– М.: Недра.– 1971.
2. Андреева М.В., Бокарева Т.С. Роль неотектонических движений в процессе формирования современного структурного плана и размещения залежей нефти и газа в акваториях южных морей СССР / В сб.: Геология и разведка морских нефтяных и газовых месторождений.– М.: ВНИИЭГАЗПРОМ.– 1980.
3. Багир-Заде Ф. М., Бабаев Ф.Р. Распределение н-алканов и УВ изопреноидного строения в нефтях морских месторождений Азербайджана // Геология нефти и газа.– 1988.– № 1.– С. 43–45.
4. Симхаев В.3. Распределение алканов в нефтях и конденсатах плиоценовых отложений Южно-Каспийской мегавпадины // Геология нефти и газа.– 1988.– № 11.– С. 50–54.
5. Солодков В.К., Камьянов В.Ф., Драгунская В.С. Изопреноидные углеводороды в недрах и конденсатах Западной Туркмении // Изв. АН ТуркССР. Сер. Физ.-техн., хим. и геол. наук.– 1974.– № 1.– С. 76–88.

ABSTRACT

Analysis of oils from the Pliocene producing horizons of the South Caspian depression has allowed the conclusion to be drawn on their genetic unity within'the entire Apsheron-Prebalkhan zone of uplifts and on the predominance of the lateral mode of migration. In the region under study, we can observe a distinct zonation in the distribution of hydrocarbon accumulations: oil pools are developed in flank zones, whereas gas-condensate pools are developed mainly in the deeper parts of the region.

СХЕМА РАСПОЛОЖЕНИЯ МЕСТОРОЖДЕНИЙ (А) И СТРАТИГРАФИЧЕСКОЙ КОЛОНКИ АПШЕРОНСКОЙ (Б) И ПРИБАЛХАНСКОЙ (В) ФАЦИАЛЬНЫХ ЗОН.

Залежи: 1 – нефтяные, 2 – газонефтяные, 3 – газоконденсатные; 4 – перспективные газоносные структуры; 5 – границы зон. Месторождения: 1 – 28 Апреля, 2 – им. Каверочкина, 3 – им. Ушакова, 4 – им. 26 Бакинских комиссаров, 5 – Промежуточная (Октябрьской революции), 6 – Западная Ливанова, 7 – Центральная Ливанова, 8 – Восточная Ливанова, 9 – им. Баринова, 10 – им. Губкина, 11 – ЛАМ, 12 – Жданова, 13 – Причелекенская, 14 – им. 40-летия Азербайджана, 15 – им. Абрамовича; СП –. свита “перерыва”; ВКТ – верхняя красноцветная толща; НКП – нижняя красно-цветная толща; КС – кирмакинская свита: ПК – подкирмакинская свита; КаС – калинская свита

ТАБЛИЦА