С.И. Голованова (ГАНГ им. И.М. Губкина)

Даулетабад-Донмезское месторождение имеет сложное блоковое строение и включает две широтные структурно-тектонические зоны: 1) южную, приподнятую и относительно сложно дислоцированную Даулетабадскую зону, характеризующуюся сокращенными разрезами J₃-K₁; 2) северную, погруженную Донмезскую зону, в пределах которой обнаруживаются кимеридж-титонские сульфатные образования [3].

Г.И. Амурский рассматривает Даулетабад-Донмезское месторождение как крупнейшую структурную террасу с наклоном на север и северо-запад в направлении максимально прогнутой Меанинской депрессии [1]. Северо-западный уклон террасы превалировал в донеогеновое время и обеспечивал поступление больших масс газа по шатлыкскому горизонту из мощного узла газовыделения – глубокопогруженной Меанинской депрессии. В палеогеновый период в прогибание был вовлечен Даулетабадский район, который являлся восточным центриклинальным окончанием Предкопетдагского передового прогиба. В неогеновый период образовался глубокий Сандыкачинский прогиб [2].

В отраслевой геохимической лаборатории ГАНГа и ВНИГНИ накоплен богатый геохимический материал по индивидуальному составу жидких флюидов Даулетабад-Донмезского месторождения (более 30 скважин) и прилегающих районов (10 скважин) как из надсолевых (K₁g), так и подсолевых (J₃) отложений. Данная информация позволила подойти к решению такой проблемы, как выявление генезиса жидких флюидов Даулетабад-Донмезского газоконденсатного месторождения в целях обоснования локального прогноза.

В основу геохимического комплексного анализа положены теоретические представления о малой изменчивости реликтовых УВ под влиянием вторичных процессов. Вторичные процессы рассматривались на фоне однофациального ОВ и генетически связанной с ним нефти. Сопоставление конденсатов, нефти и ОВ пород проводилось по комплексу показателей генетических связей. К ним относятся реликтовые УВ первого порядка: н-алканы, изопреноиды и циклоалканы. Показателями высокомолекулярных УВ являются отношения: пристан/ фитан, пристан/ гептадекан, фитан/октадекан, S н-алканов/S изо-алканов; молекулярно-массовое распределение н-алканов; коэффициент нечетности и т.д. Комплексное рассмотрение всех показателей низкокипящих УВ позволило выявить из них парные сочетания, несущие наибольшую генетическую информацию: 1) 2 н-алканов/S изоалканов и S ЦГ/S ЦП; 2) S алканов/S цикланов и S цикланов/S изоалканов; 3) суммарное содержание и количественное распределение геминальнозамещенных алканов, а также показатель ароматических УВ (ЭБ+кумол) /S ксилолов.

На данном участке продуктивный горизонт готерива залегает на 700 м ниже, чем на других блоках. Пластовое давление не превышает 40 МПа, а пластовая температура изменяется от 130 до 140 °С. Выявлен низкий газоконденсатный фактор, в среднем составляющий 15 г/м³.

Изученные конденсаты шатлыкского горизонта нижнего мела характеризуются плотностью 0,77-0,79 г/см³ и выходом бензиновых фракций от 26 до 43 %. В групповом углеводородном составе как бензиновой, так и отбензиненной части преобладают метанонафтеновые УВ (72-94 %). Содержание ароматических УВ невелико в отбензиненной части (6-9 %) (рисунок, а) и несколько больше в бензиновой фракции (12-16 %). Высокая преобразованность УВ, соответствующая стадии катагенеза МК₄, подтверждается значениями коэффициента метаморфизма (K_MC₆) от 1,4 до 1,6. Проведено сопоставление УВ-состава в системе конденсат – РОВ вмещающих отложений. При крайне низких количествах С_орг – 0,09-0,1 % отмечаются высокие значения битумного коэффициента b_хл – 21,3-24,6 %. Преобладающее содержание миграционного битума свидетельствует о значительной роли латеральной миграции при формировании углеводородных скоплений. В результате масс-спектрометрических исследований миграционного битума песчаников (K₁g) выявлены невысокое содержание парафиновых УВ (45-46 %), преобладание би- и тетрациклических нафтеновых структур, что указывает на специфический гумусово-сапропелевый тип исходного ОВ, которое могло быть источником первичных конденсатов при определенных термобарических условиях. Более крупный очаг генерации УВ нижнемеловых отложений находился в юго-восточных районах Предкопетдагского прогиба, откуда осуществлялась латеральная миграция УВ.

Характерными признаками первичных конденсатов северо-западного блока Даулетабад-Донмезского месторождения являются: 1) отсутствие высокомолекулярных н-алканов – С₂₅-нк (см. рисунок, в); 2) значительный сдвиг кривой молекулярно-массового распределения н-алканов в низкомолекулярную часть (см. рисунок, г); 3) преобладание среди изопреноидных структур более низкомолекулярных (S изо-C_18-20/S изо-С_11-16 = 0,2-0,24 (см. рисунок, д); 4) высокие значения отношения изо-C₁₉/изо-С₂₀ > 2; 5) преобладание шестичленных нафтенов (S ЦГ/S ЦП = 2,0-3,6); 6) крайне низкие значения генетического показателя ароматических УВ (ЭБ+кумол)/ S ксилолов = 0,03-0,06 (см. рисунок, б).

Примером нефти, образовавшейся непосредственно из очага генерации, может служить нефть из скв. 3 Куртли (глубина 4,7-4,9 км) в отложениях K₁a-al. Плотность ее 0,833 г/см³. Выход бензиновых фракций низкий – 7 %. Специфические особенности исходного ОВ нашли отражение в генетических показателях низкомолекулярных УВ. При почти равном содержании н-алканов и изоалканов (S н-алканов/S изо-алканов = 1,02) отмечаются повышенное число циклогексановых структур (S ЦГ/S ЦП = 2,39), преобладание изоалканов по сравнению с цикланами (S цикланов/S изоалканов = 0,57) и крайне низкие значения показателя ароматических УВ ((ЭБ + кумол)/ S ксилолов = 0,19).

Исходя из геолого-геохимических критериев перспективные участки для нефтяных залежей в нижнем мелу прогнозируются в Предкопетдагском прогибе и, возможно, в поднадвиговых зонах (месторождение Изгант). Источником УВ являлся гумусово-сапропелевый тип ОВ нефтематеринских пород. При более жестких термобарических условиях могли образоваться газоконденсатные системы первичного генезиса. Влияние миграционных процессов прослежено по изменению УВ-состава в ряду Теджен – Даулетабад-Донмезское месторождение. В данном направлении плотность несколько возрастает от 0,78 до 0,804 г/см³. Выход бензиновых фракций уменьшается от 30 до 5 %. Анализ параметров выявил генетическое родство как низкомолекулярных УВ (S ЦГ/S ЦП = 1,8-3,5; (ЭБ+кумол)/ S ксилолов = 0,1-0,2), так и высокомолекулярных УВ (изо-С₁₉/изо-С₂₀ = 1,88-2,9; отсутствие УВ состава С_26-нк). Небольшие колебания ряда параметров обусловлены в основном влиянием латеральной миграции УВ.

При пластовом давлении от 35 до 40 МПа и пластовой температуре 130-135 °С повышается плотность конденсатов от 0,790 до 0,815 г/см³ и уменьшается выход бензиновых фракций от 29 до 6 %. Отличительным признаком конденсатов является возрастание ароматических УВ до 24 %.

По данным изучения РОВ доля липидной составляющей возрастает в исходном типе ОВ, что подтверждается значениями УВ-коэффициента (К_ув=0,5-0,6). По результатам масс-спектрометрических исследований в масляной фракции количество метановых УВ увеличивается до 83,0-84,6 % по сравнению с таковым северо-западного блока (50-52 %). В распределении нафтеновых структур больший процент приходится на три- и тетрациклические структуры.

Выявленные различия в составе биомолекул исходного ОВ северо-восточной части северного блока, по-видимому, определяются влиянием исходного ОВ (преимущественно сапропелевого типа) нефтематеринских пород верхней юры Сандыкачинской зоны прогибов. Рассматриваемые нефтематеринские породы верхней юры (J₃к-о) попали в условия, благоприятные для нефтегазообразования, лишь в эоцене. Газоконденсатные системы формировались в процессе массопереноса растворенных в газе жидких УВ из наиболее погруженных и прогретых участков.

Степень превращенности УВ бензиновых фракций изученных конденсатов соответствует стадиям катагенеза МК₂-МК₃, о чем свидетельствуют значения коэффициента метаморфизма K_MC₆ = 0,7-1,0. Увеличение доли липидной составляющей отразилось на показателях низкомолекулярных УВ – возросли значения отношений S цикланов/S алканов = 0,81-0,94 и (ЭБ+кумол)/S ксилолов = 0,4-0,6 по сравнению с таковыми северо-западной части северного блока. Характерная особенность для высокомолекулярных УВ – увеличение выхода УВ с большей массой (н-С₂₅-нк ⁼ 15,0-25,9 %, н-С_19-20 = 40,4-45,1 %) и уменьшение УВ более легкого состава (н-С_нк-18 ⁼ 33,6-40,5 %). Значения отношения S н-С_19-34/S н-С_11-18 колеблются от 1,47 до 1,97. В значительно большем количестве представлены н-алканы по сравнению с изоалканами. Снижается отношение пристан/фитан до 1,7-1,6.

Выявленное влияние УВ, генерированных нефтематеринскими породами верхней юры морского генезиса, не исключает наличие генерационного потенциала нижнемеловых вмещающих пород. Для последних характерны следующие значения ряда генетических показателей: изо-С₁₉/изо-C₂₀ = 2,2-2,5; S ЦГ/S ЦП = 2,3-3,5; (ЭБ+кумол)/ S ксилолов = 0,18-0,19.

Конденсаты центральной части северного блока Даулетабад-Донмезского месторождения (K₁g) являются в большей мере сингенетичными вмещающим отложениям (K₁) по сравнению с таковыми ранее рассматриваемых частей блока.

В разрезе блока выявлены терригенные глинистые породы, обогащенные РОВ (до 2 %). Масляная фракция представлена в значительном количестве ме-танонафтеновыми УВ (90 %), а на долю ароматических УВ приходится лишь 10 %, что свидетельствует о высоком нефтематеринском потенциале вмещающих пород (K₁). В результате масс-спектрометрических исследований конденсата выявлены специфические особенности УВ раннемелового возраста: высокое содержание парафиновых УВ (84,6 %), приуроченность максимума в распределении нафтеновых УВ к три- и тетраструктурам. Таким образом, устанавливается генетическая связь УВ РОВ и конденсата.

Сингенетичность конденсатов центральной части северного блока вмещающим нижнемеловым отложениям характеризуется высокими значениями отношений: изо-С₁₉/изо-C₂₀ = 4,33-5,0; S ЦГ/S ЦП = 3,15-3,55, что указывает на преобладание слабовосстановительных условий на стадии диагенеза. Элементы сходства прослеживаются также по однонаправленности кривых содержания высокомолекулярных н-алканов.

Однако основным источником генерации УВ, судя по особенностям углеводородного состава конденсатов Даулетабад-Донмезского месторождения, были нижнемеловые нефтематеринские породы Предкопетдагского прогиба. Несколько снижаются отношения генетических показателей: изо-С₁₉/ изо-С₂₀ = 2,08-2,56; S ЦГ/S ЦП = 2,16-3,10. Ход кривой распределения н-алканов изменяется, резко возрастает содержание низкомолекулярных УВ (н-С₁₅), что свидетельствует о более преобразованном типе УВ наиболее погруженных зон Предкопетдагского прогиба.

Проведенное сопоставление УВ-состава нижнемеловых конденсатов Западного Шатлыкского и Даулетабад-Донмезского месторождений доказывает наличие генетической связи. Относительные отклонения ряда генетических показателей (S цикланов/S изо-алканов; S н-алканов/S изоалканов; (ЭБ+кумол)/S ксилолов; S ЦГ/S ЦП; изо-C₁₉/изо-С₂₀) изменяются от 5,3 до 20 %. На основании выявленных элементов различия S н-С_19-34/Sн-С_11-18, составляющих 1,56 и 0,38 соответственно для Даулетабад-Донмезского и Западного Шатлыкского месторождений, можно предполагать наличие миграционных процессов.

В связи с расположением скважин в приразломных зонах не исключается возможность вертикальной миграции УВ из нижезалегающих отложений (J₃).

При изучении РОВ нижнемеловых отложений выявлено низкое содержание С_орг (от 0,04 до 0,11 %), изменение b_хл, в резких пределах от 19 до 88,3 % в связи с различной концентрацией миграционного битума. По данным Е.С. Ларской, битум обогащен водородом (12,8 %). В составе битума УВ свыше 50 % при повышенном содержании асфальтенов (до 22 %). Сильно возрастает роль ароматических соединений (до 30 % на массу битума). По данным масс-спектрометрических исследований ароматических УВ преобладают алкил-бензолы (43-55 %), на долю инданов и тетралинов приходится 15-20 %, количество динафтенбензолов не превышает 15 %, а нафталинов – 10%.

Проведено сопоставление ароматических УВ органического вещества и нефти. В отличие от битума в нефти установлено наличие аценафтенов (9 %) и фенентренов (8 %). Полная аналогия выявлена в групповом УВ-составе метанонафтеновой фракции РОВ и нефти. Количество метановых УВ – 75 %. В нафтенах преобладают моно-, би- и трициклические структуры, указывающие, что миграционный битум продуктивного горизонта (K₁g), по-видимому, сформирован под влиянием этой нефти.

При сопоставлении УВ-состава нефти и нефтеконденсатов выявлены как элементы сходства, так и различия. Влияние миграционного потока снизу сказалось на облегчении группового УВ-состава бензиновых фракций. Сумма алкановых УВ возрастает до 85-86 %, на долю нафтеновых УВ приходится 10-11 %, содержание ароматических УВ крайне низкое в нефти (3,6-3,7 %) и конденсатах (13-17 %), что свидетельствует о миграции УВ в газовом растворе (см. рисунок, а). По кривым распределения н-алканов фиксируется общее смещение максимума в наиболее низкомолекулярную часть (см. рисунок, в, г). Воздействие УВ морского генезиса выразилось в уменьшении значения отношения изо-C₁₉/изо-С₃₀ от 2,14 до 1,60 (см. рисунок, д), а также в возрастании содержания УВ более высокомолекулярного состава н-С_25-нк и отношения (ЭБ+кумол) /S ксилолов до 0,5.

Однако наличие основного источника УВ в нижнемеловых отложениях определило повышенные числа циклогексановых структур S ЦГ/S ЦП = 2,3-4,1 (см. рисунок, б).

Изученные конденсаты из нижнемеловых отложений характеризуются низкой плотностью – 0,80 г/см³, высоким выходом бензиновых фракций. В групповом УВ-составе отмечается повышенное содержание ароматических УВ (17-22 %) (см. рисунок, а). Отличительная особенность – снижение значений отношений ряда генетических показателей: S ЦГ/S ЦП = 1,6-1,7 (см. рисунок, б), изо-C₁₉/изо-С₂₀ = 1,05-0,45 (см. рисунок, д).

При сопоставлении УВ в системе нефть (J₃) – конденсат (K₁g) выявлены генетические связи на основании близких значений показателей: S ЦГ/ S ЦП = 2,0; (ЭБ+кумол)/S ксилолов = 0,05-0,14; изо-С₁₉/изо-С₂₀ = 1,74 (см. рисунок, б, д). Источником УВ для изученных конденсатов южного блока являются нижнемеловые и юрские нефтематеринские породы. Не исключается возможность перетока УВ из подстилающих юрских отложений.

Исследование проведено по трем пробам конденсатов (K₁g), характеризующимся плотностью 0,76-0,78 г/см³ и содержанием бензиновых фракций 39-54 %. В их групповом УВ-составе снижается количество ароматических УВ, однако генетические показатели не имеют резких различий: изо-С₁₉/изо-С₂₀ = 1,6-2,0; S ЦГ/S ЦП = 1,6-2,0; S цикланов/S изоалканов = 0,6-0,68; (ЭБ+кумол)/S ксилолов = 0,015-0,040. Можно предположить, что в формировании изученных конденсатов западной части южного блока Даулетабад-Донмезского месторождения принимали участие нефтематеринские породы раннемелового и юрского возраста. Не исключено влияние миграционных процессов из близрасположенных впадин.

1. Генетическая модель формирования Даулетабад-Донмезского месторождения построена на корреляции УВ в системе нефть – конденсат – ОВ пород.
2. Образование Даулетабад-Донмезского месторождения происходило за счет УВ, генерируемых не только вмещающими нефтематеринскими породами (K₁g), но и подстилающими верхнеюрскими отложениями в приразломных зонах.
3. Значительная часть УВ поступала из нижнемеловых и верхнеюрских нефтематеринских пород Предкопетдагского прогиба и способствовала формированию смешанных газоконденсатных систем.
4. Влияние УВ из верхнеюрских нефтематеринских пород Сандыкачинской зоны прогибов сказалось на восточных частях блоков Даулетабад-Донмезского месторождения, где следует прогнозировать открытие нефтяных месторождений.
5. Первичные газоконденсатные системы ожидаются в пределах северо-западной части северного блока и западной части южного блока.

1. Амурский Г.И., Соловьев Н.Н. Условия формирования Шатлыкской межбассейновой зоны газонакопления //Геология нефти и газа. -1974. - № 1. - С.14-19.
2. Геология и геодинамика нефтегазоносных территорий юга СССР/Под ред. С.П. Максимова, К.А. Клещева, В.С. Шеина // Тр. ВНИГНИ. - М.: Недра, 1986. - Вып. 255.
3. Мирзоханов М.К., Кубасов И.М., Халлиев С.П. Даулетабад - первое газовое месторождение на Бадхызе //Геология нефти и газа. - 1975. - № 8. - С.76-77.
4. Юрские терригенные отложения Восточной Туркмении - резерв поисков нефти и газа /А.К. Мальцева, Н.И. Громадина, Н.Е. Оводов и др. - М.: Наука, 1977.

Theoretical ideas on minor variability of relic hydrocarbons under secondary processes effect formed the basis for geochemical complex analysis. The secondary processes have been considered against the background of single-facial organic matter and oils being genetically associated with them. Comparison of condensates, oils and organic matter was done using a set of genetic associations indices. Among these are relic hydrocarbons of the first order: n-alkanes, isoprenoids and cycloalkanes. The following ratios are indicative of high-weight hydrocarbons: prystane/phy-tane/prystane/heptadecane, phytane/octadecane, n-alkanes/isoalkanes; molecular-mass distribution of n-alkanes; the odd factor, etc. Comprehensive consideration of all low-boiling hydrocarbon indices made possible to recognize among them twin combinations providing maximum genetic information: 1) n-alkanes/isoalkanes and cyclohexanes/cyclopentanes; 2) alkanes/isoalka-nes; 3) total content and quantitative distribution of hemin-substituted alkanes and an index of aromatic hydrocarbons (ethylbenzene+cume-ne)/xylenes. The comparative geologic-geoche-mical analysis of blocks in the Dauletabad-Dombezskoe field allowed to find out that it was formed through hydrocarbons being generated not only by country oil-source rocks but also by underlying Upper Jurassic deposits in fault zones. The major part of hydrocarbons came from the Lower Cretaceous and Upper Jurassic oil-source rocks of the Ciscarpathian foredeep and contributed to combined gas-condensate system formation. The impact of hydrocarbons from the Upper Jurassic oil-source rocks within the Sandyka-'chinsky trough zone affected the eastern parts of blocks in the Dauletabad-Donmezskoe field where oil fields discovery may be forecasted. The primary gas-condensate systems are predicted within the north-western parts of the northern block and the western part of the southern block.

а - углеводородный состав фракции (НК - 150 °С); б - генетические особенности низкомолекулярных УВ; в - состав высокомолекулярных н-алканов; г - молекулярно-массовое распределение н-алканов; д - особенности изопреноидных структур Даулетабад-Донмезское месторождение: 1- нефть; 2 - конденсат; 3 - Тедженское месторождение (конденсат) ; 4 - месторождение Сандыкачи (пленка нефти)