Этапы нефтегазообразования в мезозойских отложениях Западного Кавказа

УДК 553.98

ЭТАПЫ НЕФТЕГАЗООБРАЗОВАНИЯ В МЕЗОЗОЙСКИХ ОТЛОЖЕНИЯХ ЗАПАДНОГО КАВКАЗА

Т.Б.Микерина

На основании обобщения и анализа геологических, геохимических и геотермических материалов, полученных в процессе всего периода проведения нефтегазопоисковых работ в Западном Кавказе, выделены крупные этапы нефтегенерации в мезозойских отложениях.

Ключевые слова: седиментогенез; рассеянное ОВ; хлороформенный битумоид; структурно-групповой состав; инфракрасный спектр; геотермический градиент; тепловой поток; мезокатагенез; этапы нефтегенерации.

В Краснодарском крае, старейшем нефтегазодобывающем регионе России, нефтегазопоисковые работы в мезозойских отложениях завершились в начале 90-х гг. XX в. Накопленная за весь период буровых работ геолого-геохимическая информация позволила оценить влияние геологических, геохимических и геотермических факторов на особенности нефтегазообразования в мезозойских нефтегазоносных комплексах региона.

В Азово-Кубанском нефтегазоносном бассейне (НГБ) выделяются все отделы триасовой системы. Степень обоснованности выделения стратиграфических подразделений в разных структурно-фаци-альных зонах неодинакова. В настоящее время с той или иной степенью обоснованности можно выделить: терригенные отложения нижнего триаса, терригенно-карбо-натные — среднего триаса и карбо-натно-терригенные — верхнего триаса. Территориально в триасовых отложениях западной части Кавказского региона выделяются две крупные литофации: северная тер-ригенная, отлагавшаяся в прогибах, ограничивающих с юга Русскую платформу, и южная терригенно-карбонатная, отделяющаяся от тер-ригенной узкой широтной полосой древних поднятий, простирающих-

ся от Адыгейского выступа и вдоль Тимашевской ступени. На севере вскрытая толщина наиболее хорошо изученных триасовых отложений колеблется от первых десятков до 2000-3000 м. На остальной территории триасовые отложения установлены лишь на отдельных площадях.

Нижнеюрский нефтегазоносный комплекс сложен глинисто-ар-гиллитовыми литофациями с подчиненной ролью песчано-алеврито-вых пород в виде пластов и пачек толщиной от 1-2 до 10-12 м, рассредоточенных по разрезу тоар-ских отложений или образующих сближенные пачки и горизонты толщиной до 20-80 м в низах плинсбах-ского яруса. Терригенные средне-юрские отложения, образующие самостоятельный нефтегазоносный комплекс, наиболее распространены в пределах Восточно-Кубанской впадины, Адыгейского выступа и зоне их сочленения с Северо-Западным Кавказом. Комплекс представлен глинисто-аргиллитовыми породами с горизонтами и пачками песчаников и алевролитов, толщина которых меняется от 25-40 м на юге Восточно-Кубанской впадины до 15-60 м в ее центральной и северо-восточной частях. Общая толщина отложений увеличивается от бортов к центральной части от 350

до 750-900 м и более. Верхнеюрский комплекс включает две лито-фациальные толщи: карбонатную (верхний келловей — нижний киме-ридж) и соленосную, красноцвет-ную терригенную толщу верхнего кимериджа — титона. Толщина карбонатных отложений меняется от 50-200 м в Восточно-Кубанской впадине до 200-700 м в Западно-Кубанском прогибе, в соленосных осадках варьирует от 100 до 1200 м, в терригенной толще красноцветов меняется от 300 до 1200 м.

Повсеместно распространенные меловые отложения трансгрессивно залегают на разновозрастной поверхности подстилающих палеозойских, триасовых и юрских отложений. Толщина нижнего мела варьирует от 200-500 м в северной, 700-1000 м в центральной и до 1800 м в южной частях Азово-Кубанского НГБ, 60-80 % объема пород представлены глинистыми отложениями и 20-40 % — грубообломочными. Верхнемеловой комплекс включает песчано-мергельную (сеноман — нижний турон), преимущественно известняковую (верхний турон — сантон) и мергельную (кампан — маастрихт) толщи. Общая мощность верхнемеловых отложений составляет 60-600 м на большей части территории и увеличивается до 1000 м на Тамани.

Рис. 1. РАСПРЕДЕЛЕНИЕ СРЕДНЕГО СОДЕРЖАНИЯ РАССЕЯННОГО ОВ В ЯРУСАХ ЮРСКИХ И МЕЛОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ

В результате обобщения и анализа всего комплекса геологических, геохимических и геотермических материалов установлены особенности вещественного состава рассеянного ОВ, его битуминозных компонентов и основные закономерности их изменения по площади и разрезу; определены генетические типы битуминозных компонентов и степень катагенетической преобразо-ванности рассеянного ОВ в осадочных нефтегазоносных комплексах; установлен характер распределения и закономерности изменения основных параметров теплового поля; уточнены качественные и количественные геохимические, гидрогеологические и геотермические критерии оценки перспектив нефтегазо-носности мезозойских отложений.

Формирование мезозойского осадочного комплекса Азово-Ку-

банского НГБ происходило в течение мезозойского тектонического мегацикла, в котором выделяются крупные циклы осадконакопления: триасовый, юрский, меловой, которые, в свою очередь, подразделяются на циклы и подциклы более мелкого порядка. Каждый цикл (подцикл) соответствует определенной стадии развития бассейна седиментации, в том числе и объемам захороненного рассеянного ОВ в осадках. Цикличность седиментоге-неза хорошо отражается в обога-щенности пород рассеянным ОВ, в его средних содержаниях в фациа-льно-литологических комплексах. Характер его распределения в отделах и ярусах мезозоя обусловлен трансгрессивно-регрессивной цикличностью, в результате которой на фоне крупного мезозойского мега-цикла седиментогенеза и постепен-

ного снижения среднего содержания рассеянного ОВ в породах от триаса к позднему мелу выделяются циклы более мелкого порядка (рис. 1).

В триасе максимальное накопление рассеянного ОВ связано с начальной стадией трансгрессивно-регрессивного цикла, что характерно для осадков полуконтинентального типа и прибрежно-морских равнин. Для юрского этапа седи-ментогенеза, как и для мелового, максимальное его накопление приходится на среднюю часть седимен-тационного цикла, что связано с условиями формирования морских осадков в центральных частях эпи-континентальных морей и внутренних морских бассейнов. Построенные карты распределения средних содержаний рассеянного ОВ в мезозойских отложениях позволили выделить аномальные долгоживу-щие зоны осадков с его повышенными концентрациями, с которыми связано открытие основных месторождений нефти и газа [4].

Для выяснения термобарических условий формирования неф-тепроизводящих и нефтепроизво-дивших пород были использованы такие параметры теплового поля, как пластовые температуры, геотермические градиенты, удельные тепловые потоки и суммарное количество тепла, прошедшее через породы. Для Западного Предкавказья была предпринята попытка рассмотреть в качестве энергетической оценки степени катагенетиче-ского преобразования ОВ осадочных пород количество тепла, которое прошло через отложения, и заключенные в них вещества и флюиды за определенное геологическое время. При исследовании характера связи между количеством тепла, прошедшим через горные породы, и степенью углефикации рассеянных в них углистых частиц (ОСВ) была установлена прямая зависимость между этими параметрами не только для одновозрастных от-

ложений, но и всего разреза осадочного чехла Азово-Кубанского НГБ. Нарушение прямолинейной зависимости между ОСВ и количеством тепла, прошедшего через породы, отмечается лишь при проявлениях палеовулканизма или связано со значительными перерывами в осадконакоплении [6]. Построенные на основании данных о распределении параметров теплового режима в мезозойских отложениях схематические карты ката-генетической преобразованности рассеянного ОВ пород позволили пространственно и по вертикали соотнести их преобразованность в триасовых, юрских и меловых отложениях с определенной градацией мезокатагенеза (от МК1 до МК5), выделить и прогнозировать очаги генерации жидких УВ (Мике-рина Т.Б., 2010).

В процессе формирования мезозойские осадки погружались в зоны с различными геотермическими условиями, что отразилось в изменении качественного и количественного состава рассеянного ОВ и пород. Проведенные исследования методом инфракрасной спектрометрии (ИКС) по определению структурно-группового состава битуминозных компонентов рассеянного ОВ позволили дифференцировать вмещающие эти компоненты мезозойские отложения по площади и по разрезу. ИКС по характеристике спектров хлороформенных битумоидов (ХБА) позволяет отнести их к определенному генетическому типу, оценить степень преоб-разованности рассеянного ОВ и соответственно соотнести состав с определенной градацией катагенеза. В целом определение по структурно-групповому составу генетических типов хлороформенных битумов не дает четких градаций катагенеза, но позволяет выделить отложения с сингенетичными хлоро-форменными битумами (ХБАсин), в которых не фиксируются процессы генерации микронефти; породы

нефтепроизводящие (ХБАнмп); породы нефтепроизводившие (ХБА_ ост) и отложения, в которых наблюдаются процессы миграции жидких УВ с вторичными (ХБАвтор) по классификации Е.А.Глебовской [2].

В результате по данным ИКС были построены карты распространения преобладающих в разрезах юры и мела генетических типов хлороформенных битумов, что позволило выявить зоны залегания пород нефтепроизводящих, нефте-производивших и с низким потенциалом, в которых не зафиксированы процессы генерации жидких УВ, а также пород, вмещающих миграционные хлороформенные битумы (Микерина Т.Б., 2009; [3]).

В средне- и верхнетриасовых отложениях встречены только син-генетичные хлороформенные битумы. В нижнеюрских отложениях на Адыгейском выступе и зоне его сочленения с Восточно-Кубанской впадиной и Северо-Западным Кавказом выделены нефтепроизводив-шие породы в диапазоне градаций катагенеза от МК3 до МК5, а нефте-производящие отложения с ХБАнмп представлены на Адыгейском выступе, юге Восточно-Кубанской впадины и на севере в диапазоне градаций катагенеза от МК4 до МК3. В среднеюрских отложениях диапазон преобразованности рассеянного ОВ в нефтепроизводивших породах, т.е. вышедших из главной зоны нефтегенерации, меняется от МК4 до МК3, и площадь их распространения увеличивается — северная граница смещается далее к северу, к центру Восточно-Кубанской впадины. Число структур, в разрезах которых отмечаются процессы генерации жидких УВ, возрастает, и все они приурочены к зоне с градацией катагенеза МКз_4. Впервые повсеместно в среднеюрских отложениях фиксируются процессы миграции вторичных жидких УВ в зоне катагенеза МК3-МК3-4. Нефтепроиз-водившие породы отмечаются и в верхнеюрских отложениях Восточ-

но-Кубанской впадины и на Адыгейском выступе, а степень преоб-разованности рассеянного ОВ соответствует градациям катагенеза от МК3_4, до МК2_3. Для нефтепроизво-дящих пород, выделенных в двух разрезах на Адыгейском выступе и Восточно-Кубанской впадине, степень преобразованности соответствует градации МК2-3. Вторичные хлороформенные битумы, выделенные в разрезах, приурочены к зонам катагенеза от МК2_3 до МК3. Соотношение частоты встречаемости выделенных генетических типов хлороформенных битумов в ярусах юрского отдела в разрезах резко меняется. В нижнемеловых отложениях степень преобразованности рассеянного ОВ пород продолжает снижаться. Процессы ухода в прошлом жидких УВ из нефтепроизводивших отложений нижнего мела наблюдаются в южной части территории Адыгейского выступа и в зоне его сочленения с Северо-Западным Кавказом и Восточно-Кубанской впадиной, а также на северном склоне Северо-Западного Кавказа, где зафиксировано наличие остаточных хлороформенных битумов. Степень преобразованно-сти рассеянного ОВ пород здесь соответствует градациям МК2-МК3. Особенностью нижнемеловых отложений является почти полное отсутствие процессов генерации жидких УВ в породах по сравнению с юрскими: нефтепроизводящие породы отмечены лишь на двух площадях, расположенных на южном склоне Северо-Западного Кавказа и в Западно-Кубанском прогибе, в разрезах которых степень преобра-зованности рассеянного ОВ пород соответствует стадиям МК1-2 и МК2. В то же время на многих площадях на севере территории Тамани, Западно-Кубанского прогиба и других структур в меловых отложениях отмечаются интенсивные процессы миграции жидких УВ. Наличие тер-ригенного базального горизонта позволяет аккумулировать в нижне-

Рис. 2. СООТНОШЕНИЕ ЧАСТОТЫ ВСТРЕЧАЕМОСТИ ПЛОЩАДЕЙ, В РАЗРЕЗАХ КОТОРЫХ ОТМЕЧЕНЫ ПРОЦЕССЫ ГЕНЕРАЦИИ И МИГРАЦИИ ЖИДКИХ УВ, И ПЛОЩАДЕЙ, ГДЕ ЭТИ ПРОЦЕССЫ ОТСУТСТВУЮТ

1 - ХБАвтор, 2 - ХБАНМП, 3 - ХБаост, 4 - ХБАС1

меловых отложениях как сингене-тичные УВ, так и УВ, мигрировавшие из подстилающих отложений. Степень катагенеза пород, вмещающих подобные хлороформенные битумы, варьирует от МК1-2 до МК3. При сравнении соотношения частоты встречаемости в ярусах юры и мела нефтепроизводящих и нефте-производивших пород заметно, что в меловых ярусах их объем резко снижается (рис. 2).

Таким образом, площади с преобладанием в разрезах нефте-производивших отложений с ХБАост расположены в районе сочленения Западно-Кубанского прогиба, Адыгейского выступа, Восточно-Кубанской впадины с Северо-Западным Кавказом и соответствуют зоне с максимальным количеством тепловой энергии, прошедшей через породы, и соответственно наиболее

высокой преобразованностью рассеянного ОВ пород. Севернее со снижением значения теплового потока в юрских и меловых отложениях Западно-Кубанского прогиба и Восточно-Кубанской впадины фиксируются нефтепроизводящие породы, а еще севернее выделены только малоизмененные отложения

с ХБАсин.

Каждому циклу и подциклу се-диментогенеза соответствует свой этап нефтегазообразования, выражающийся в особых геолого-геохимических параметрах, характеризующих различные условия влияния диагенеза и мезокатагенеза на рассеянное ОВ нефтематерин-ских отложений. В регионе в мезозое ранее выделены триасовый, нижне-среднеюрский, верхнеюрский, нижне- и верхнемеловой нефтегазоносные комплексы отло-

жений. Однако обобщение всей накопленной геохимической информации о рассеянном ОВ показало более значительную диффе-ренцированность масштабов неф-тегазообразования в крупных нефтегазоносных комплексах пород в зависимости от положения и удаленности источников сноса, положения структурных элементов, интенсивности прогибания и других факторов. В мезозое очаги нефте-генерации выявлены в тоар-аален-ских, бат-байосских, нижне-сред-некелловейских, верхнекимеридж-титонских и верхнеготерив-бар-ремских отложениях. Остаточные хлороформенные битумы, свидетельствующие об протекающих в прошлом процессах нефтеобразо-вания, в юрских отложениях фиксируются от плинсбаха до титона, тогда как в меловых отложениях их количество резко снижается. Процессы миграции жидких УВ наблюдаются в юрских и меловых отложениях, начиная с байоса и до конца нижнего мела. Соотношение интенсивности этих процессов в триасовых, юрских и меловых отложениях сильно варьирует в зависимости от возраста (см. рис. 2).

При сравнении совокупности площадей в мезозойских отложениях, где отмечены процессы генерации и миграции жидких УВ, и площадей, где эти процессы отсутствуют, четко выделяется три основных этапа нефтеобразования. В юрских отложениях выделены два этапа — тоар-ааленский и нижне-среднекел-ловейский, в меловых — верхнего-терив-барремский (рис. 3). При сравнении коэффициента реализации нефтематеринского потенциала, т.е. по интенсивности процессов нефтеобразования, наиболее крупным является нижне-среднекелло-вейский этап, хотя основной нефте-материнской толщей считаются тоар-ааленские отложения, что связано, по-видимому, с более благоприятным соотношением нефтема-теринских толщ и коллекторов. По

Рис. 3. ЭТАПЫ НЕФТЕОБРАЗОВАНИЯ В МЕЗОЗОЙСКИХ ОТЛОЖЕНИЯХ ЗАПАДНОГО РЕГИОНА КАВКАЗА

сравнению с юрскими в отложениях нижнего мела интенсивность процессов нефтегенерации жидких УВ значительно снижена (рис. 4).

В триасовых, юрских и меловых отложениях, в зависимости от их структурного положения и возраста, в составе рассеянного ОВ постоянно варьирует соотношение арконовой и алиновой составляющих и, как правило, количество алиновой составляющей рассеянного ОВ увеличивается к югу. В Азово-Кубанском НГБ выделяется две зоны с различными условиями нефтегазообразования. Южная граница северной зоны захватывает Тимашевскую ступень и северный борт Западно-Кубанского прогиба и отличается пониженными по сравнению с южной зоной темпами прогибания — от 30 до 50 м/млн лет. Южная зона, включающая в себя центральную и южную часть Западно-Кубанского прогиба и Восточно-Кубанскую впадину, характеризуется более интенсивным темпом прогибания — от > 50 до 90 м/млн лет [5]. Все очаги генерации жидких УВ территориально приурочены к южной зоне, в отложениях которой в составе рассеянного ОВ преобладает арконо-алиновая и алиновая составляющие, в отличие от северной зоны, для которой харак-терено преобладание арконового типа ОВ.

В результате проведенных исследований можно сделать вывод о более сложной эволюции нефтеоб-разования в мезозойских отложениях по сравнению с более молодыми кайнозойскими. Первой особенностью является снижение максимальной преобразованности пород от нижнеюрских отложений к среднетриасовым. В верхнетриасовых, средне- и нижнеюрских отложениях пятнами на фоне с более высокой катагенетической преоб-разованностью рассеянного ОВ выделяются площади с пониженной степенью катагенеза одновозраст-ных отложений. Так, в верхнетриа-

1 ХБАнмп+ост, 2 ХБАСИН

совых и нижнеюрских отложениях в зоне распространения пород, находящихся в зоне газообразования (МК4), выделяются нефтепроизво-дящие породы, степень катагенеза которых соответствует градациям катагенеза МК2_3 и МК2. Подобная картина отмечается и в среднеюр-ских отложениях, где в зоне катагенеза градации МК3_4 на многих площадях продолжаются процессы генерации жидких УВ.

По-видимому, и в более древних отложениях с высокими темпами осадконакопления проявляется тот же эффект замедления катаге-нетического преобразования ОВ, какой наблюдается в отложениях кайнозоя. Как правило, такие участки пород, вмещающие рассеянное ОВ со сниженной степенью катагенеза, тяготеют к зонам разуплотнения. Наличие подобных очагов ге-

нерации УВ повышает перспективы нефтегазоносности мезозойских отложений, поскольку предполагает пополнение ловушек в уже разрабатываемых месторождениях и, возможно, формирование новых нефтяных и газоконденсатных месторождений.

Промышленная нефтегазонос-ность триасовых отложений установлена как на севере территории, так и на южном борту Западно-Кубанского прогиба. На севере в них выявлены газоконденсатные залежи на пяти месторождениях, на юге — одно газовое. На Адыгейском выступе триасовые отложения представлены в карбонатных фациях, геохимическая характеристика ОВ и термобарические условия залегания комплексов весьма благоприятны для генерации в них преимущественно газообразных УВ.

Рис. 4. РАСПРЕДЕЛЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТА РЕАЛИЗАЦИИ НЕФТЕГАЗОМАТЕРИНСКОГО ПОТЕНЦИАЛА В МЕЗОЗОЙСКИХ ОТЛОЖЕНИЯХ

1 - ХБА„

;т/ХБА„

По геохимическим данным юрские отложения, которые в течение длительного времени являлись основными объектами поисков и разведки нефтяных и газоконден-сатных месторождений, еще не исчерпали своих генерационных возможностей. По всему разрезу юрских отложений существуют очаги генерации жидких УВ, в которых породы вмещают битуминозные компоненты с повышенным содержанием УВ-фракции, а также вторичные и вторичные окисленные хлороформенные битумы. Интенсивность генерации жидких УВ на порядок ниже, чем в кумских или майкопских нефтематеринских породах, но и при таких объемах возможно постепенное заполнение ловушек в условиях выработанности месторождений.

Для меловых отложений наиболее благоприятные условия для реализации нефтегазоматеринского потенциала существуют в зоне, прилегающей к южной линии выклинивания нижнемеловых отложений на северном склоне Хадыженской Кордильеры, где в разрезах пачки песчаников выклиниваются в присводо-вой части южного крыла складки, образуя структурно-литологические

ловушки [1]. Перспективы нефтега-зоносности отложений обосновываются благоприятными структурными, литофациальными предпосылками, условиями миграции УВ.

Литература

1. Бабаринова Г.Б. Перспективы нефтегазоносности карбонатных комплексов в Хадыженской кордильере / Г.Б.Бабаринова, Т.Б.Микерина // Геология нефти и газа. — 1989. — № 10.

2. Глебовская Е.А. Применение инфракрасной спектрометрии в нефтяной геохимии. — Л.: Недра, 1971.

3. Микерина Т.Б. Геолого-геохимические критерии перспектив нефте-газоносности юрских отложений в Западном Предкавказье // Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений: спец. сб. — М.: Изд-во Газпром, 2009. - № 2.

4. Микерина Т.Б. Закономерности распределения органического вещества в мезозойских отложениях Западного Предкавказья и Северо-Западного Кавказа // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. — 2011. — № 8.

5. Пекло В.П. Перспективы нефте-газоносности глубоких горизонтов Азо-во-Кубанского осадочно-породного бассейна / В.П.Пекло, И.А.Кондратьев, А.Н.Агулов и др. // Осадочные бассейны и их нефтегазоносность, 4-й Всесоюзный семинар, МГУ, 27-29 апреля, 1981.

6. Чаицкий В.П. Зависимость пре-образованности органического вещества осадочных пород от теплового режима недр / В.П.Чаицкий, В.Н.Матвиенко // Изв. АН СССР. Сер. геол. — 1981.— № 9.

© Т.Б.Микерина, 2013

Татьяна Борисовна Микерина, доцент,

кандидат геолого-минералогических наук, bitumoid@bk.ru.

STAGES OF OIL AND GAS FORMATION IN MESOZOIC DEPOSITS OF WEST CAUCASUS

Mikerina T.B.

Generalization and analysis of geological, geochemical and geothermal materials obtained in the process of oil and gas exploration activity in West Caucasus make it possible to identify the large stages of oil generation in Mesozoic deposits.

Key words: sedimentogenesis; dispersed OM; chloroformed bitumoid; structure-grouped composition; infrared spectrum; geothermal gradient; heat flow; mesocatagenesis; stages of oil generation.