Особенности нефтегазообразования в бассейнах восточного паратетиса
Особенности
нефтегазообразования в бассейнах восточного паратетиса
О.К.Баженова, Н.П.Фадеева, Л.Р.Дистанова, Ю.А.Петриченко,
Э.Ю.Суслова
Осадочные
бассейны Восточного Паратетиса, располагающиеся в пределах Кавказско-Скифского
региона, являются и нефтегазоносными бассейнами (НГБ) - это Азово-Кубанский,
Средне-Каспийский, Восточно-Черноморский, Куринский и др. Первые два НГБ являются
старейшими в мире нефтегазодобывающими регионами, диапазон нефтегазоносности в
которых охватывает интервал от триаса до плиоцена включительно; месторождения
нефти и газа выявлены как в континентальной, так и акваториальной частях
бассейнов. Бассейны Восточного Паратетиса относятся к
периконтинентально-орогенным (окраинно-платформенным) и межконтинентальным
(коллизионным орогенным или межгорных впадин) бассейнам подвижных поясов.
Орогенный этап развития региона существенно повлиял на строение и формирование
нефтегазоносности этих бассейнов, так что логичнее отнести их к орогенной
группе. Эта группа бассейнов характеризуется рядом общих черт как формирования,
так и реализации нефтематеринского потенциала (Пнм) нефтегазоматеринскими
толщами (НГМ), т.е. особенностями нефтегазообразования. Основные из них
перечислены ниже.
Основные особенности формирования нефтематеринского
потенциала.
1.Резкое
преобладание терригенных НГМ пород и подчиненное - карбонатных отложений.
Основной вклад в образование жидких и газообразных УВ обеспечили
нижне-среднеюрские и олигоцен-миоценовые НГМ толщи, имеющие
алевритово-глинистый состав и большие мощности (более 3 км). 2. Высокие
скорости накопления осадков, достигающие 35 см/1000 лет (и более)
способствовали органического материала и препятствовали
формированию доманикитных концентраций ОВ. При большом диапазоне концентраций
средние значения Сорг для основных НМ толщ (юрской и майкопской) примерно
сходны и составляют 1,5-1,6 %. Их формирование отвечает этапам заложения
крупных зон прогибания: в юре - перикратонного прогиба, в олигоцене -
передового прогиба. Самые высокие средние концентрациями ОВ отмечены для НГМ
пород кумской свиты -от 2 до 4,6 %. 3. Относительно низкая дифференциация
гранулометрической приуроченности ОВ: модальные значения концентраций ОВ в
аргиллитах, алевролитах и даже песчаниках сходны и примерно отвечают кларковым.
4.Высокая биопродуктивность обусловливает накопление ОВ в осадках. Рост
биопродуктивности в бассейнах Паратетиса отмечен для разных этапов
тектонической активизации. Так, например, в майкопском бассейне
биопродуктивность резко возросла в конце соленовского времени,
ознаменовавшегося общей регрессией, содержание Сорг увеличилось до 4-5 %, по
сравнению с нижележащим (Сорг менее 1 %). Основным
продуцентами ОВ в бассейнах Паратетиса были динофлагеллаты, реже акритархи,
синезеленые, зеленые и диатомовые водоросли, характеризующиеся повышенным
содержанием внутриклеточных липидов (до 10 % в динофлагеллатах, еще выше - в
диатомовых - 20 %); кроме того, эти водоросли накапливают липиды в качестве
запасных веществ. Следствием этого является формирование ОВ с повышенной
битуминозностью уже на ранних градациях катагенеза. 5. Присутствие терригенного
ОВ (кероген Ш типа) проявилось даже в относительно глубоководных осадках, что
обусловило снижение Пнм практически всех НГМ свит бассейнов Восточного
Паратетиса. 6.Разнообразие палегеогеоморфологических обстановок накопления НГМ
отразилось на различии биомаркерного состава ОВ одновозрастных толщ.
7.Неустойчивая динамика вод и сложная морфология дна бассейна обусловили
формирование разнообразных окислительно-восстановительных обстановок в осадке,
что предопределило крайне неравномерный характер распределения ОВ и
генерационного потенциала в пределах одновозрастных НМ горизонтов. Например,
для одних и тех же литотипов НГМ пород майкопской серии значения содержаний
Сорг и генетического потенциала (S1+S2) изменяются на порядки: Сорг - от 0,1 до
18 %, (S1+S2) - от 0,7 до 127,3 кг УВ/т породы, водородный индекс HI изменяется
от 110 до 680 мг УВ/г Сорг.
Основные особенности реализации нефтематеринского
потенциала.
1.Рассматриваемые
бассейны характеризуются чрезвычайно дифференцированным тепловым полем и,
соответственно, различным положением основных генерационных зон. 2.Для
значительной части бассейнов характерны растянутая катагенетическая
зональность, и, в основном, глубокое положение ГЗН. Так, для майкопских
отложений Керченско-Таманского района кровля ГЗН фиксируется на глубине 4,3-4,4
км, на глубине 5333љм Тmax пиролиза - 448°C, что соответствует середине ГЗН,
т.е. подошва располагается на еще большей глубине.
3.Большая мощность НГМ толщ затрудняет условия реализации НМ потенциала и
способствует формированию закрытых систем, и как следствие, возникновением
аутигенной нефтегазоносности. 4.Бассейны характеризуются чрезвычайно широким
диапазоном возможной нефтеносности как по уровню зрелости ОВ- от ПК3 (за счет
образования незрелых нефтей) до МК4, так и по глубине (до 6км) и газоносности
(до 9 км). Повышенными перспективами по критерию генерации УВ отличаются
бассейны, характеризующиеся совмещенностью разновозрастных очагов
нефтегазообразования и отсутствием крупных перерывов в их разрезе.
Список литературы
Для
подготовки данной работы были использованы материалы с сайта http://geo.web.ru/