Геохимические показатели выявления сингенетичности нефтей и ров пород в западном обрамлении Прикаспия

ГЕОХИМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ ВЫЯВЛЕНИЯ СИНГЕНЕТИЧНОСТИ НЕФТЕЙ И РОВ ПОРОД В ЗАПАДНОМ ОБРАМЛЕНИИ ПРИКАСПИЯ

З.Г.Агафонова, С.А.Пунанова

На современном этапе относительно высокой изученности большей части нефтегазоносных бассейнов необходимо проведение комплексных геолого-геохимических исследований, направленных на научно обоснованную оценку перспектив нефте- и газоносности геологических объектов [1].

Геохимические исследования охватывают область сочленения Восточно-Европейской платформы и западного борта Прикаспийской синеклизы. Характерная особенность этого региона — наличие пермского бортового уступа, который разделяет его на внешнюю (Нико-лаевско-Городищенскую приборто-вую ступень) и внутреннюю (Ахту-бинско-Палласовский мегавал и Вол-гоградско-Ерусланский прогиб) зоны предбортовых ступеней. Глубина залегания фундамента в пределах внешней зоны изменяется от 3,5-4,0 км по периферии до 5,5-6,0 км к бортовому уступу. В границах внутренней зоны глубина залегания фундамента увеличивается от бортового уступа к центральным частям Прикаспийской впадины — от 6-7 до 9-10 км и более [2].

По данным ряда исследователей (Владимирова Т.С., Капустин И.Н., Мальцева А.К., 1989) в строении палеозойских подсолевых отложений бортовых зон Прикаспийской впадины участвуют два структурных этажа: эйфельско-нижнефранский, образовавшийся в раннегерцинскую эпоху, и среднефранско-артинский, сформировавшийся в среднегерцин-

скую эпоху. Первый этаж характеризуется частой сменой типов формаций, что свидетельствует о значительной нестабильности тектонического режима, второй этаж, расчленяющийся на три подэтажа, формировался в условиях более стабильного тектонического режима.

Крупные структурные элементы обеих зон осложнены более мелкими валами, поднятиями, рифо-генными постройками, протягивающимися с северо-востока на юго-запад вдоль борта впадины. Они в основном и контролируют размещение скоплений УВ. Нефтяные, га-зоконденсатные и газовые месторождения, а также нефтегазопро-явления связаны с определенными нефтегазоносными комплексами [3].

Детальное изучение и анализ как битуминологических данных, так и результатов пиролиза ОВ пород позволили диагностировать в разрезе подсолевых толщ нефтема-теринские отложения [4, 5]. Во внешней зоне — это отложения жи-вет-нежнефранского, 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 $2 и неф-тегенерационного потенциала РР. Значения 7тах соответствуют широкому диапазону образования УВ-систем — от нефтяных до газо-конденсатных и чисто газовых. Такая информация позволяет отно-

сить эти слои к классу средних и богатых (по классификации Тис-со-Вельте) нефтегазоматеринских отложений и свидетельствует об их больших перспективах (Тиссо Б., Вельте Д., 1981; Чахмахчев В.А., Тихомиров В.И., Виноградова Т.Л., 1989). По генетическим особенностям ОВ нижнепермских отложений и терригенного девона характеризуется преобладанием сапропелевой составляющей, тогда как ОВ пород верхнего девона и нижнего карбона имеет незначительную примесь гумусового материала.

Оценка степени термической зрелости нафтидов дает необходимую информацию о генезисе нефти и ОВ пород различных литофациаль-ных комплексов и ориентирует на прогноз фазового состояния УВ-сис-тем, что достаточно детально освещено в работах [4, 5].

Нефть и ОВ пород терригенно-го девона попадают в область умеренной зрелости, при этом 7тах, варьируя в широком диапазоне, соответствует фазе генерации нефтяных, нефтегазоконденсатных и га-зоконденсатных систем.

Битумоиды и нефть карбонатного девона — турне и терригенно-го визе, близкие между собой по УВ-составу, характеризуются низкой зрелостью и по данным 7тах находятся в зоне нефтеобразования (внешняя зона бортовых ступеней). В эту же зону входят и карбонатные отложения семилукско-фаменского возраста внутренней структурной ступени.

В зону высокой зрелости вошли нефти и РОВ терригенно-карбонат-ных нижнепермских отложений, причем изученные нефти внешней зоны находятся на небольших глубинах (Павловское, Липовское месторождения и др.), а исследованное РОВ связано с глубокопогруженными мощными толщами Ахтубинско-Пал-ласовского мегавала и Волгоград-ско-Ерусланского прогиба. ОВ этих отложений достаточно дифференцировано и могло быть источником как нефтяных (Волгоградско-Ерус-ланский прогиб), так и нефтегазо-конденсатных, газоконденсатных и чисто газовых (Ахтубинско-Палла-совский мегавал) скоплений.

Общая оценка степени термической зрелости нафтидов и РОВ пород отражена на графиках Кон-нана-Кассоу (рис. 1, А, Б, В, Г, Д), где выделены четыре зоны разного уровня катагенеза нафтидов и РОВ пород:

I — зона аномально высокой термической зрелости конденсатов и РОВ пород;

II — зона высокой зрелости нефтей и РОВ пород;

III — зона умеренной зрелости нефтей и РОВ пород;

IV — зона низкой зрелости нефтей и РОВ пород.

Так, сходные РОВ "терриген-ного девона" Ие-Ше

зоны, Ше, Ме, г зоны) ха-

рактеризуется умеренной зрелостью, а близкие между собой по углеводородному составу битумоиды карбонатного (Dзf2-C1t) и терриген-ного (С1У2_з) комплексов связаны в основном с зоной низких стадий термического преобразования по Коннану-Кассоу (см. рис. 1, Б, В — зоны Шг-Мг). Наиболее широкий разброс точек характерен для РОВ пермских отложений внутренней прибортовой зоны. Основное количество изученных битумоидов данного возраста имеет высокую степень зрелости и попадает в зоны

IIc-IIIc (см. рис. 1, Г). Анализ дифференциации точек на графике (см. рис. 1, Г ) показал, что степень трансформации углеводородных показателей РОВ пород нижней перми находится в прямой связи с глубиной их погружения — зоны IIIc и IVc (см. рис. 1, Г).

Наиболее преобразовано ОВ пород пермских терригенных отложений на глубинах более 6000 м (площадь Упрямовская, скв. 3), наименее — карбонатные разности на глубинах 4000 м (площадь Заволжская).

Оценка стадий катагенеза УВ-систем показала, что флюиды пермских отложений (см. зону Мс на рис. 1, Г ) характеризуются наиболее высокими уровнями термической зрелости, так же как и нефти D2ef-D2gv (см. зону Ис на рис. 1, А). Это нафтиды сапропелевого типа. Нефти верхнефранского, турней-ского и визейского ярусов обладают более низкими градациями катагенеза и сопоставимы с РОВ одно-возрастных пород, что свидетельствует о сингенетичности этих нефтей органическому веществу вмещающих материнских толщ.

Для более четкой корреляции углеводородного состава нефтей с РОВ нефтематеринских пород З.Г.Агафоновой предложена функция, по которой построен график зависимости /-C19 • í-C18//-C20 х х í-C17 от /-C1g//^-C19 (рис. 2, А). Данное соотношение отражает изменение исходного ОВ с возрастом вмещающих отложений и позволяет дифференцировать нефти и РОВ пород с учетом изменения в них доли исходного ОВ (сапропелевый или гумусовый тип исходного ОВ дается по Коннану-Кассоу). Нафти-ды и РОВ нефтематеринских пород сапропелевого основания — пермские флюиды и сингенетичное ему РОВ нефтематеринских пород распределились в зоне 1а (P1ar и P1k). Нефти нижнепермского возраста

расчленяются на два подтипа по распределению нечетных и четных н-ал-канов. Нефти из отложений девонского возраста и сингенетичное им РОВ нефтематеринских пород, также сапропелевого типа, располагаются в зоне 1. Численное значение данного соотношения для ОВ сапропелевого типа не превышает 1. В нефтях возраста D2ef-D2gv1 численное значение этого соотношения составляет 0,55-0,8, а в нефтях жи-ветского возраста (D2gv, пласт III) — около 0,93 (зона 1b). С ростом гумусовой составляющей в нефтях и РОВ пород величина соотношения увеличивается, и точки смещаются вправо. Это нефти и РОВ нефтема-теринских отложений терригенного комплекса (C1v2_3), где величина соотношения выше 1 (до 1, 2, зона 2); в отложениях верхнедевонско-нижнекаменноугольного возраста (D3f-fm-C1t) численные значения данного соотношения находятся в пределах 1,3-1,5 (см. рис. 2, A, Б).

Для нефтей франского возраста западного обрамления Прикаспия (D3f) величина соотношения равна 1,3 (Кчет < 1), т.е. численное значение соотношения ÄC-I9 • H-C-I8/AC20 ' H-C17 РОВ нефтематеринских пород для конкретного возраста остается постоянным, в то время как точки численных значений коэффициентов Коннана-Кассоу смещаются по оси координат и связаны со степенью катагенеза и фазовым состоянием флюидов в недрах (скв. 204 Куди-новская : скв. 41 и 54 Добринские, где эти величины равны соответственно 0,73 и 0,56: 0,92 и 0,71; 0,97 и 0,75 (см. рис. 1, Д).

Таким образом, величина соотношения /-C19 • H-C18//-C20 • h-C17 возрастает с увеличением в исходном ОВ гумусовой составляющей.

Аналогичные исследования, в которых данная функция была апробирована на нефтях и РОВ пород нефтематеринских толщ Бузулук-ской впадины, были представлены в работе [1].

Рис. 1. ГЕОХИМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ СТЕПЕНИ ЗРЕЛОСТИ НАФТИДОВ

Рис. 2. ИЗОПРЕНОИДНЫЕ УГЛЕВОДОРОДЫ И н-АЛКАНЫ

A

Б

4,5

4,0-

3,5-

0\ U 3,0-

- 2,5-

1// 2,0-

C1

- 1,5

1,0-

0,5

0

0,6 0,8 1,0

la Л I Pi

Ü2gv j P^e lb ° j

О

Ü2vr I

4

A

О 1 о 2 a 3  4 • 5

C1v-C2b C1t -D3f-fm

A - показатели сингенетичности нефтей и РОВ пород; нефти: 1 - ДгУг, 2 - ЛгЗУ, 3 - Civ-C2b, 4 - С^-ДзНт; 5 - P1ar-s-k; породы: 6 - аргиллиты, 7 - известняки; Б - показатели сходства нефтей; нефти: 1 - ^2vr, 2 - Л2Sv, 3 - C1v-C2b, 4 - С^-ДзНт; 5 - P1ar-k; породы: 6 - аргиллиты, 7 - известняки; Месторождение: Русская платформа - Жирновское, скв. 176; 74(D3f, 1763-1778; Civ, 1052-1058 м); Котов-ское, скв. 22 (D3f, 2618-2635 м); Лобринское, скв. 41; 54 (D3f, 2628-2795, 2143-2173,5 м); Ломовское, скв. 17 1,5 2,0 (D3f, 2557-2600 м); Кудиновское, скв. 159; 204 (D2gv,

3060-3067 м; D3f, 2870-2881 м); Антиповское, скв. 108 (D3fm, 4730-4738 м); прибортовая моноклиналь - Первомайское, скв. 30 (P1k, 1538-1549 м); Липовское, скв. 10 (P1ar, 1785-1800 м); Павловское, скв. 12 (P1ar, 1576-1580 м); Ло-бодинское, скв. 10(256) (P1ar-s, 2650-2662 м); Федоровское, скв. 15; 3 (Qbb, 4217-4227 м; P1ar-s, 2631-2642 м); Белокаменное, скв. 5; 36; 15 (D3f, 3556,6-3578,6 м; D3f, 3603-3621 м; D3f, 3603-3625 м); Грачевское, скв. 61; 452 (C1t, 3388-3390 м; D2vr, 4239-4246 м); Левчуновское, скв. 1 (C1t, 4176-4182 м), Алексеевское, скв. 1; 2 (Qt, 1,4221-4232; C1t, 4253-4290 м); Малышевское, скв. 1 (Qv, 4213-4223 м); Прибрежное, скв.1 (C1v, 4151-4154 м); склон Прикаспийской впадины - Ново-Никольское, скв.1 (C1t, 4816-4821 м); площадь: Ахтюбинская, Лолгожданная, Еруслан-ская, Заволжская, Левчуновская, Упрямовская, Центральная, Юрьевская; литологические разности пород - аргиллиты, известняки и доломиты

0,5

1,0

;C19-HC18/;C20-HC17

Для апробации на нефтях исследуемого региона З.Г.Агафоновой предложено соотношение /-С19х х *-С18//-С20 • н-Сп от /-С15//-С19 (геохимическая корреляция нефть-нефть) и построен график функциональной зависимости АС-^ • н-С-^//-С20 х х н-С17 = f (/-С15//-С19) (см. рис. 2, Б). Картина распределения точек для данного соотношения идентична данным, приведенным на рис. 2, А. Функциональная зависимость /-С19х X Н-С18//-С20 • Н-С17 = ^/-С^/АС^) также позволяет дифференцировать нефти по нефтематеринским

пластам. На графике (см. рис. 2, Б) точки, соответствующие нафтидам пермского возраста, группируются несколько выше по оси ординат по сравнению с нефтями девона за счет численных значений соотношений /-С15//-С19 (зона 1а). Соотношение также позволило показать отличия нефтей нижнепермского возраста от терригенного нижнекаменноугольного возраста (С1У2_з) и карбонатного верхнедевонско-турней-ского комплекса (С^-й^т) (см. рис. 2, Б).

Литература

1. Агафонова З.Г., Пунанова С.А.

Изопреноидные углеводороды и w-ал-каны — показатели сходства нефтей и РОВ пород. — М.: ООО "Геоинформцентр". - 2002. - № 4-5. - С. 10-17.

2. Аксенов А.А., Новиков А.А., Михалькова В.Н. Перспективы нефте-газоносности Волгоградского Заволжья / Геология нефти и газа. — 1993. - № 1. - С. 4-7.

3. Михалькова В.Н., Бражников О.Г., Берестецкая А.М. Выбор направлений поиска месторождений нефти и газа западной части Прикаспийской впадины / Геология нефти и газа. - 1990. - № 5. - С. 10-13.

4. Геохимия и перспективы неф-тегазоносности палеозойских отложений западного обрамления При-каспия / С.А.Пунанова, В.А.Чахмахчев, М.С.Зонн, З.Г.Агафонова // Геология нефти и газа. - 1996. - № 3. - С. 37-43.

5. Пунанова С.А., Чахмахчев В.А., Агафонова З.Г. и др. Геохимия нефти подсолевых отложений западного обрамления Прикаспия / Геология нефти и газа. - 1996. - № 7. - С. 27-35.

© З.Г.Агафонова, С.А.Пунанова, 2003

The article deals with investigations in the western framing of Pre-Caspian area with the purpose of oil and gas prospects evaluation of this area.

?В статье Агафоновой З.Г. "Изопреноидные углеводороды и н-алканы — показатели зрелости нафтидов и типа углеводородных флюидов" в 5-м номере журнала "Геология нефти и газа" за 2003 г. на с. 38 в подрисуночной подписи к рис. 2 усл. знаку 1 соответствует вторая позиция, а усл. знаку 2 — первая.