К оглавлению журнала

 

УДК 550.4:552.578.2(470.4)

© Коллектив авторов, 1996

ГЕОХИМИЯ НЕФТИ ПОДСОЛЕВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ ЗАПАДНОГО ОБРАМЛЕНИЯ ПРИКАСПИЯ

С.А. Пунанова, В.А. Чахмахчев, З.Г. Агафонова, З.П. Кукушкина, Т.И. Гордадзе (ИГиРГИ)

Настоящая статья посвящена решению проблем выявления закономерностей размещения залежей нефти и газа в подсолевых отложениях западного обрамления Прикаспия и прогноза фазового состояния УВ с помощью геохимических критериев. В связи с этим проводились исследования по следующим направлениям:

характеристика и типизация нефти;

выявление источников нефтегазообразования;

оценка и сопоставление степени катагенеза нафтидов.

Комплекс геохимических исследований включал традиционную битуминологию (определение Сорг, хлороформенного и петролейно-эфирного битумоидов), газожидкостную хроматографию (ГЖХ), инфракрасную спектроскопию (ИКС), а также пиролитические методы с использованием Рок-Эвал.

В геохимии одним из основных качественных методов выявления возможных источников нефтеобразования признана корреляция УВ-состава нефти и битумоидов ОВ пород. Сравнительный анализ нафтидов позволяет выявить связи нефти и ОВ определенных нефтематеринских толщ и дифференцировать УВ-флюиды на генетические типы.

Геохимические исследования охватывали область сочленения Восточно-Европейской платформы и западного борта Прикаспийской синеклизы. Характерная особенность этого региона – наличие пермского бортового /ступа, который делит его на внешнюю (Николаевско-Городищенская прибортовая ступень) и внутреннюю (Ахтубинско-Палласовский мегавал и Волгоградско-Ерусланский прогиб) зоны прибортовых ступеней.

Крупные структурные элементы обеих зон осложнены более мелкими валами, поднятиями, рифогенными постройками и т.д., протягивающимися с северо-востока на юго-запад вдоль борта впадины. Они в основном и контролируют размещение скоплений УВ. Подсолевые отложения палеозоя, вскрытые и пределах этих геоструктурных элементов, разнообразны по вещественному составу, глубине залегания и возрасту [1].

Нефтяные и газовые месторождения, а также нефтегазопроявления обеих зон связаны с определенными нефтегазоносными комплексами [2].

Комплекс терригенного девона.

Здесь обнаружены нефтяные (Суводское, Камышинское), нефтегазоконденсатные (Кудиновское и др.) и газоконденсатные (Ключевское и др.) месторождения. Они приурочены к Суводско-Каменской и Кудино-Романовской зонам поднятий, которые граничат с западным склоном Николаевско-Городищенской ступени.

Семилукско-турнейский карбонатный комплекс. С этим комплексом связаны Лимано-Грачевское и Белокаменное месторождения нефти, а также большая группа месторождений Николаевско-Городищенской ступени (Малышевское, Левчуновское, Центральное, Алексеевское и др.).

Средне-верхневизейский терригенный комплекс. Нефтяные залежи в терригенных отложениях этого комплекса вскрыты на площадях Прибрежная, Малышевская, Алексеевская, Юрьевская, Левчуновская и др. Все они приурочены к линейно вытянутым погребенным поднятиям внешней зоны прибортовых ступеней.

Верхневизей-нижнебашкирский карбонатный комплекс. С этим комплексом связаны как нефтяные (Сергеевское, Комсомольское, Николаевское), так и газоконденсатные (Лободинское, Федоровское, Алексеевское) месторождения.

Нижнепермский карбонатный комплекс. В нем обнаружены как газоконденсатные (Солдатско-Степновское, Южно-Кисловское, Комсомольское), так и нефтяные (Липовское, Павловское и др.) месторождения. Нижнепермские терригенно-карбонатные отложения продуктивны и во внутренней зоне Прикаспийской впадины. Так, приток бессернистой нефти с дебитом 12 м3/сут получен из артинских отложений в скв. 1 Упрямовская (глубина 5935-5970 м). Аварийный фонтан нефтегазоконденсата дебитом до 200 тыс.м3/сут зафиксирован на площади Ерусланская (глубина 5821 м).

Детальное изучение и анализ как битуминологических данных, так и результатов пиролиза ОВ пород, проведенные на первом этапе исследований (Пунанова С.А. и др., 1996), позволили диагностировать в разрезе подсолевых толщ нефтематеринские отложения (табл. 1). Во внешней зоне – это отложения живет-нижнефранского, турнейского и средне-верхневизейского комплексов. В границах внутренней зоны к ним отнесены верхнедевонские и нижнепермские породы.

Выделенные слои обогащены ОВ, которое отличается высокими значениями остаточного S2 и нефтегенерационного потенциала PP. Значения Тмах соответствуют широкому диапазону главной зоны нефтеобразования, или "нефтяному окну". Такая информация позволяет относить эти слои к классу средних и богатых (по классификации Тиссо – Вельте) нефтематеринских отложений и свидетельствует об их больших перспективах (Чахмахчев В.А. и др., 1993).

По генетическим особенностям (данные ГЖХ и ИКС) ОВ нижнепермских слоев характеризуется преобладанием сапропелевой составляющей, тогда как ОВ отложений верхнего девона и нижнего карбона имеет незначительную примесь гумусового материала (Пунанова С.А. и др., 1996).

Изученные нефти Суводско-Каменской зоны поднятий и внешней зоны в основном легкая (от 0,800 до 0,849 г/см3), выход бензиновых фракций (до 200 °С) от 34 до 50 %. Флюиды относятся к типу А1 (по Ал.А. Петрову). В бензиновых фракциях отмечено высокое содержание алканов и цикланов. Данные распределения концентраций н-алканов и изопреноидов нефтей широкого возрастного диапазона позволяют расчленить исследуемые флюиды на три геохимических типа (рис. 1, табл. 2).

К первому типу отнесена нефть отложений терригенного девона месторождения Кудиновское (Кудино-Романовская зона поднятий). Она характеризуется более высоким содержанием н-алканов по сравнению с изопреноидными УВ, причем в области C15-C21 отмечается значительное преобладание нечетных н-алканов. Отношение П/Ф составляет ~ 1,3. Эти особенности УВ-состава свидетельствуют, что нефть генетически связана с сапропелевой органикой водорослевого типа.

Во втором типе объединены нефти месторождений Левчуновское, Малышевское, Алексеевское, Прибрежное и др. из отложений карбонатного девона – турне, близкая по характеру распределения УВ. Сходство нефти из верхнедевонских и турнейских отложений проявляется в близких значениях отношения П/Ф (1,3-1,4), преобладании легких как н-алканов, так и изопреноидов над более высокомолекулярными УВ. Близки также и значения Кi (0,70-0,88). Отличие нефти этого типа от первого заключается в менее выраженной нечетности н-алканов в области C15-C21, более высоком содержании изо-преноидных УВ по отношению к н-алканам. В них относительно высока концентрация нафтеновых УВ, а П/Ф приближается к 1,5. Таким образом, выявленные УВ-отношения генетически связывают эту нефть с ОВ сапропелевого типа, но с примесью гумусовой растительной органики. По-видимому, ОВ формировалось в условиях слабовосстановительной обстановки диагенеза.

К третьему типу отнесена нефть нижнепермских отложений из внешней зоны (месторождения Липовское, Павловское, Федоровское и др.). Во внутренней зоне изучена лишь нефть месторождения Лободинское (скв. 10). Существенное отличие этой нефти от флюидов более древних комплексов нашло отражение в значениях П/Ф и Кнеч, < 1, повышенном содержании легких н-алканов и изопреноидов (см. табл. 2). Генетические показатели, а также преобладание нечетных н-алканов C13, C15 и C17 свидетельствуют о сапропелево-водорослевом типе исходного ОВ и восстановительных условиях его диагенеза.

Данные ИКС также указывают на наличие нескольких генетических типов нефти. Так, в нефти пермских отложений отсутствуют кислородсодержащие соединения, понижены концентрации три- и дизамещенных полиядерных и биядерных аренов, но повышено содержание алкановых УВ по отношению к нафтеновым. Это подтверждает выводы о разной исходной органике нефти пермского и позднедевон-раннекаменноугольного возраста. Первая имеет чисто сапропелевую природу исходной биомассы.

Выявленная дифференциация нефти иллюстрируется графиками, построенными по отношениям н-алканов и изопреноидов (рис. 2). Нефть второго типа из-за высокого содержания пристана имеет кривые пикообразной формы, с четким максимумом в области изо-С19/н-С17, а у нефти третьего типа кривые обладают более пологой ковшевидной конфигурацией. Кроме различий формы кривых, имеются отличия и в численных оценках. Так, кривые, характеризующие нефть третьего типа, располагаются в области значений отношений н-алканов к изопреноидам 0,2-0,3, тогда как кривые нефти второго типа – 0,5-0,9.

Таким образом, нефти широкого возрастного диапазона внешней зоны и смежных территорий платформы можно подразделить по генетическим и эволюционным показателям на три группы. Такое разделение объясняется различным типом исходной органики материнских толщ, а также неодинаковыми условиями диа- и катагенетических преобразований нафтидов в каждом литолого-фациальном комплексе.

Достаточно четко проводится и геохимическая корреляция УВ-состава нефти и сингенетичного OВ пород (см. рис. 2, табл. 2). Характер распределения УВ нефти отложений нижней перми близок к РОВ пород того же возраста. Особенно заметно это сходство проявляется для глубокопогруженных аргиллитов Ахтубинско-Палласовской зоны. Такая сопоставимость нефти и РОВ подтверждается сходством конфигурации кривых, имеющих как для нефти, так и для ОВ ковшевидный облик с двумя максимумами – в области отношений изо-С20/ н-C18 и изо-C15/н-C14. Нефть и ОВ близки и по таким генетическим показателям, как отношение П/Ф, Кнеч и др. (см. табл. 2). Некоторое отличие проявляется при сопоставлении ОВ доломитов (площадь Заволжская, глубина 4500 м) с нефтью нижнепермских отложений. Кривая, описывающая УВ-отношения ОВ доломитов, лежит в области более высоких значений отношений изопреноидных УВ к н-алканам (см. рис. 2). Это связано не с генетическими отличиями, а с меньшей катагенной преобразованностью ОВ доломитов.

Близость нефти и ОВ нижнепермских отложений отмечается и по данным ИКС. Так же как и нефть, ОВ отличается пониженными значениями тетра-, три- и дизамещенных аренов, но повышенными н-алканов. Значения этих отношений меньше 0,5, что связано с сапропелевым типом исходного ОВ.

Нефть отложений фамена – турне и визе (второй тип) по генетическим коэффициентам схожа с ОВ аргиллитов визе, а также с известняками турне. Кривые распределения УВ в ОВ пород лежат практически в поле конфигураций кривых УВ-показателей нефти и имеют такую же пикообразную форму.

Таким образом, геохимически обосновано наличие, по меньшей мере, двух разных источников нефтеобразования – девон-каменноугольного и пермского.

Оценка степени термической зрелости нафтидов дает необходимую информацию о генезисе нефти и ОВ пород различных литофациальных комплексов и ориентирует на прогноз фазового состояния УВ. Остановимся на оценке степени катагенного преобразования нефти и OВ пород предполагаемых нефтемате-ринских свит и их соответствии. Для этих целей использовались данные УВ-состава ОВ и нефти (см. Кi в табл. 2), а также показатель Тmах – температура максимального выхода УВ в процессе пиролиза ОВ (см. табл. 1).

Нефть и ОВ терригенного девона попадают в область умеренной зрелости, при этом Tmах, варьируя в широком диапазоне, соответствует фазе генерации нефтегазоконденсатных и газоконденсатных систем.

Битумоиды и нефть карбонатного девона – турне и терригенного визе, близкие между собой по УВ-составу, характеризуются низкой зрелостью и по данным Tmах находятся в зоне нефтеобразования.

В зону высокой зрелости вошли нефть и ОВ терригенно-карбонатных нижнепермских отложений, причем изученная нефть внешней зоны находится на небольшой глубине, а ОВ связано с глубокопогруженными мощными толщами Ахтубинско-Палласовского мегавала и Волгоградско-Ерусланского прогиба. Органическое вещество этих отложений достаточно дифференцировано и могло быть источником как нефтяных (Волгоградско-Ерусланский прогиб), так и нефтегазоконденсатных и газоконденсатных (Ахтубинско-Палласовский мегавал) скоплений.

Зависимость степени термической зрелости нефти от глубины ее залегания иллюстрирует рис. 3, на котором по оси абсцисс нанесены параметры, четко реагирующие на степень катагенного преобразования нафтидов. Это – отношение легких изопреноидных УВ к сумме более тяжелых – пристану и фитану, а также показатели бензиновых фракций состава C5-C8 – сумма отношений циклогексанов к циклопентанам и н-алканов к изоалканам (Чахмахчев В.А., 1983). На графике четко обособлены неглубокозалегающие залежи пермских флюидов, характеризующиеся гораздо более высокой степенью зрелости, нежели нефть из девон-каменноугольных отложений.

Данные изучения легкокипящих фракций состава C5-C8 (функция зависимости отношения циклогексана к метилциклопентану от отношения метилциклогексана к сумме диметилциклопентанов) (Чахмахчев В.А., 1983) (рис. 4) подтверждают степень зрелости нафтидов, выявленную по УВ-отношениям. Флюиды залежей пластов франа, турне и визе попадают в зону слабого мезокатагенеза, т.е. нефтеобразования, а нефть пермсих отложений, залегающая на значительно меньших гипсометрических отметках, соответствует зоне сильного мезокатагенеза, т.е. генерации преимущественно газоконденсатных скоплений.

Таким образом, практически для всех нефтегазоносных комплексов установлено соответствие стадий катагенного изменения ОВ нефтематеринских отложений и скоплений УВ-флюидов. Вследствие этого принадлежность фазово-генетических типов залежей к определенным нефтегазоносным комплексам отвечает стадийности катагенного преобразования ОВ в нефтематеринских свитах.

Генетические сопоставления и стадийность фазового состояния нафтидов дают основание полагать, что залежи нафтидов на изучаемой территории сингенетичны ОВ пород того же возраста и сформировались в результате процессов как вертикальной, так и латеральной миграции. Например, залежи нефти в нефтегазоносных комплексах терригенного девона (Суводско-Каменская зона поднятий), семилукско-турнейского и средне-верхневизейского комплексов (Николаевско-Городищенская ступень) можно считать сингенетичными, образовавшимися в результате преимущественно процессов локального перераспределения УВ между нефтематеринскими пластами и коллекторами. Нельзя отрицать и процессы вертикальной миграции между турнейским и визейским комплексами. Такой массоперенос УВ, вероятно, имел место, поскольку нефть этих комплексов генетически однотипна, а единая строго выдержанная покрышка отсутствует. В пределах данных комплексов месторождения УВ-флюидов совмещаются в плане с залегающими здесь же нефтематеринскими свитами. Таким образом, для отложений семилукско-турнейского и визейского комплексов внешней зоны отмечается пространственное совпадение областей генерации УВ и зон нефтегазонакопления.

Залежи нефти в нижнепермских отложениях сингенетичны вмещающим отложениям только во внутренней зоне. Области генерации и аккумуляции внешней зоны пространственно разобщены. В данном случае предполагается формирование залежей за счет латеральной миграции УВ из области генерации в коллекторах артинского яруса, расположенных в погруженной внутренней зоне. Так, неглубокозалегающие залежи нефти месторождений внешней зоны (Липовское, Павловское, Федоровское и др.) явно относятся к вторичным. О возможности такого механизма формирования залежей свидетельствуют:

ВЫВОДЫ

При изучении геохимических особенностей нефтяных месторождений в подсолевых отложениях как внешней, так и внутренней зоны прибортовых ступеней выявлены следующие основные закономерности.

1. Сингенетичность нефти вмещающим отложениям. Это достаточно четко доказывается для семилукско-турнейского и средне-верхневизейского нефтегазоносных комплексов в пределах Николаевско-Городищенской ступени, а также для отложений нижней перми внутренней зоны Прикаспия.

2. Соответствие степени зрелости нефти таковой ОВ нефтематеринских отложений практически во всех нефтегазоносных комплексах (исключая нижнепермский в западном обрамлении Прикаспия). Эти уровни зрелости отвечают современному распределению УВ-залежей по фазово-генетическим типам.

3. Пространственное совпадение областей генерации УВ и зон нефтегазонакопления, прослеживающееся практически во всех литолого-стратиграфических комплексах, исключая нижнепермский. Для последнего в пределах западного борта Прикаспийской впадины очаги генерации и области аккумуляции нафтидов разобщены. Промышленные скопления УВ в границах внешней зоны относятся к вторичным.

4. Месторождения УВ-флюидов в основном формировались как в процессе латеральной, так и вертикальной миграции в пределах одновозрастных нефтематеринских свит. Вертикальное перераспределение УВ между нефтематеринской толщей и коллекторами происходило в девон-каменноугольных отложениях внешней зоны. Месторождения нафтидов раннепермского возраста сформировались в основном в процессе латеральной миграции УВ из глубокопогруженных одновозрастных отложений, залегающих в благоприятных для нефтегазообразования условиях на западном борту Прикаспийской впадины (Ахтубинско-Палласовский мегавал и Волгоградско-Ерусланский прогиб).

ЛИТЕРАТУРА

  1. Аксенов А.А., Новиков А.А., Михалькова В.Н. Перспективы нефтегазоносности Волгоградского Заволжья //Геология нефти и газа -1993 -№ 1 -С 4-7
  2. Михалькова В.Н. О нефтегазоносности запада Прикаспийской впадины //Геологические основы создания Прикаспийского нефтегазодобывающего комплекса - М , 1990 - С 124-126

ABSTRACT

On the basis of geochemical studies some features of oil/gasbearing subsalt deposits within western framework of Pre-Caspian area (Akhtubinsko-Pallasovski megaswell, Volgogradsko-Eruslansky trough and Nikolaevsko-Gorodishchenskaya bench) have been revealed.

It was shown that pools formation in rocks of Frasnian, Turnean and Visean complexes took place due to hydrocarbon generation centres adjacent with traps, and relatively local processes of hydrocarbon systems migration.

In areas of exterior zone of edged benches the Lower Permian hydrocarbon accumulations are likely to be present in secondary bedding form. The pools in reservoirs of Artian stage are suggested to be formed as a result of lateral hydrocarbon migration from generation areas located in subsided interior zone of edged benches.

Таблица 1 Геохимические показатели нефтегазоносности палеозойских отложений западного обрамления Прикаспия

Структурная зона

Возраст нефтематеринских толщ

Комплекс

Класс нефтематеринских толщ (Чахмахчев В.А. и др., 1993 )

Сорг, %

S2 , кг УВ/т породы

РР=S1+S2 , кг УВ/т породы

Т мах, °C

Внутренняя

P1

Терригенно-карбонатный

Средний и богатый

0,6-3,2

4,2-7,0

6,2-9,2

440-487

D3f2-D3fm

Карбонатный

Средний

0,8-2,2

1,8-2,8

2,6-3,2

460

Внешняя

C1v2-3

Терригенный

Средний и богатый

0,6-6,0

1,7-9,5

2,8-11,6

436-444

D3f2-C1t

Карбонатный

Средний

0,3-1,4

1,4-4,2

2,0-5,5

435-443

D2zv-D3f1

Терригенный

Средний и богатый

0,5-5,7

0,8-17,2

2,0-20,0

452-487

Таблица 2 Сопоставление нефти и ОВ нефтематеринских толщ из палеозойских отложений западного обрамления Прикаспия

Нефтегазоносный комплекс

Тектоническая зона

Нефть

ОВ

тип

П/Ф

Ki

Кнеч

(Sизо-(С1420)) /(Sн-(С1330))

литотипы вмещающих толщ

П/Ф

Ki

Кнеч

(Sизо-(С1420))/ (Sн-(С1330))

Нижнепермский

Ахтубинско-Палласовский мегавал и Волгоградско-Ерусланский прогиб

III

0,70

0,20

1,00

0,13

Аргиллиты

0,85

0,30

0,98

0,11

Известняки

0,84

0,34

1,00

0,10

Николаевско-Городищенская ступень

0,90

0,23

0,99

0,14

Нет нефтематеринских толщ

Не опр

Средне-верхневизейский

Николаевско-Городищенская ступень

II

1,29

0,70

1,01

0,33

Аргиллиты

1,17

0,62

1,01

0,30

Семилукско-турнейский

Волгоградско-Ерусланский прогиб

Не обн

Известняки и доломиты

1,00

0,62

1,06

0,20

Николаевско-Городищенская ступень

II

1,40

0,88

1,01

0,38

Известняки и доломиты

1,43

0,87

1,02

0,30

Терригенный девон

Николаевско-Городищенская ступень

Не обн

Аргиллиты

1,13

0,58

1,06

0,28

Кудино-Романовская зона поднятий

I

1,29

0,27

1,05

0,30

Не опр

Примечание. Кi =(изо-С19+изо-С20)/(н-С17+н-С18) коэффициент термической зрелости, Кнечотношение н-алканов с нечетным числом атомов углерода в молекуле к н-алканам с четным числом в интервале С2228 – коэффициент нечетности

Рис.1. РАСПРЕДЕЛЕНИЕ н-АЛКАНОВ И ИЗОПРЕНОИДОВ НЕФТИ ИЗ ОТЛОЖЕНИЙ D2zv (A)t D3f2 (Б), C1t-C1v2 (В) И Р1аr (Г)

1 - н-алканы; 2 - изопреноидные УВ; римские цифры - тип нефти (см. табл. 2); месторождения: 1 - Кудиновское, скв. 159, 2 - Добринское, скв. 41, 3 - Белокаменное, скв. 15, 4 - Федоровское, скв. 15, 5 - Алексеевское, скв. 2, 6- Федоровское, скв. 3, 7 - Павловское, скв. 12

Рис.2. ГЕОХИМИЧЕСКАЯ КОРРЕЛЯЦИЯ НЕФТИ И ОВ НИЖНЕКАМЕННОУГОЛЬНЫХ (А) И НИЖНЕПЕРМСКИХ (Б) ОТЛОЖЕНИЙ ПО УВ-ОТНОШЕНИЯМ ИЗО-ПРЕНОИДОВ И н-АЛКАНОВ

1 - нефть; 2 - ОВ аргиллитов (а), доломитов (б) и известняков (в); II, III - тип нефти

Рис.3. ЗАВИСИМОСТЬ СТЕПЕНИ ТЕРМИЧЕСКОЙ ЗРЕЛОСТИ НЕФТИ ОТ ГЛУБИНЫ ЕЕ ЗАЛЕГАНИЯ ПО ИЗОПРЕНОИДАМ СОСТАВА С1420 (А) И ЛЕГКОКИПЯЩИМ УВ СОСТАВА С58 (Б)

Месторождения 1- Первомайское, скв. 30, p1k, 2 - Павловское, скв 12, P1ar, 3 - Липовское, скв 10, P1ar, 4 - Федоровское, скв 3, P1ar, 5 - Лободинское, скв 10, P1ar, 6 - Федоровское, скв. 3, C1v2, 7 - Малышевское, скв. 15, C1v2, 8 - Прибрежное, скв 1, С1v2, 9 - Левчуновское, скв. 1, C1t, 10 - Алексеевское, скв. 1, C1t, 11 - Грачевское, скв. 61, C1t, 12 - Ново-Никольское, C1t, 13 - Белокаменное, скв. 5, 36, 15, D3f3

Рис.4. ЗОНАЛЬНОСТЬ ТИПОВ ЗАЛЕЖЕЙ И УРОВНЕЙ КАТАГЕНЕЗА УВ-СИСТЕМ РАЗЛИЧНЫХ ВОЗРАСТНЫХ КОМПЛЕКСОВ

Нефтегазоносный комплекс: 1 - семилукско-турнейский, 2 - средне-верхневизейский, 3 - нижнепермский, залежи Н - нефтяные, ГКН - газоконденсатнонефтяные (слабый мезокатагенез), НГК - нефтегазоконденсатные (умеренный мезокатагенез), ГК - газоконденсатные (сильный мезокатагенез)