Особливості нефтегазообразованія в басейнах східного паратетіса

О. К. Баженова, Н. П. Фадєєва, Л. Р. Дістанова, Ю. А. Петриченко, Е. Ю. Суслова

Осадові басейни Східного Паратетіса, що розташовуються в межах Кавказько-Скіфського регіону, є і нафтогазоносними басейнами (НГБ) - це Азово-Кубанський, Середньо-Каспійський, Східно-Чорноморський, Куринский та ін Перші два НГБ є найстарішими в світі нафтогазовидобувними регіонами, діапазон нафтогазоносності в яких охоплює інтервал від тріасу до пліоцену включно; родовища нафти і газу виявлені як в континентальної, так і акваторіальной частинах басейнів. Басейни Східного Паратетіса відносяться до періконтінентально-орогенним (околиця-платформних) і міжконтинентальним (колізійним орогенним або міжгірських западин) басейнів рухомих поясів. Орогенний етап розвитку регіону істотно вплинув на будову і формування нафтогазоносності цих басейнів, так що логічніше віднести їх до орогенной групі. Ця група басейнів характеризується низкою загальних рис, як формування, так і реалізації нефтематерінского потенціалу (ПНС) нефтегазоматерінскімі товщами (НГМ), тобто особливостями нефтегазообразованія. Основні з них перераховані нижче.

Основні особливості формування нефтематерінского потенціалу.

1.Резкое переважання теригенних НГМ порід і підпорядковане - карбонатних відкладень. Основний внесок в освіту рідких і газоподібних УВ забезпечили нижньо-среднеюрського і олігоцен-міоценових НГМ товщі, що мають алеврітово-глинистий склад і великі потужності (більше 3 км). 2. Високі швидкості накопичення опадів, що досягають 35 см/1000 років (і більше) сприяли органічного матеріалу і перешкоджали формування доманікітних концентрацій ОР. При великому діапазоні концентрацій середні значення Сорг для основних НМ товщ (юрської і майкопської) приблизно подібні і становлять 1,5-1,6%. Їх формування відповідає етапам закладення великих зон прогинання: у юре - перікратонного прогину, в олігоцені -- передового прогину. Найвищі середні концентраціями ОВ відзначені для НГМ порід Кумська свити-від 2 до 4,6%. 3. Відносно низька диференціація гранулометричний приуроченості ОВ: модальні значення концентрацій ОВ в аргілітами, алевролітами і навіть пісковиках подібні і приблизно відповідають кларковим. 4.Високая біопродуктивність обумовлює накопичення ОВ в опадах. Зростання біопродуктивності в басейнах Паратетіса відзначений для різних етапів тектонічної активізації. Так, наприклад, в басейні майкопської біопродуктивність різко зросла в кінці соленовского часу, ознаменувався загальною регресією, зміст Сорг збільшилася до 4-5%, за порівняно з нижчого рівня (Сорг менше 1%). Основним продуцентами ОВ в басейнах Паратетіса були дінофлагеллати, рідше акрітархі, синьо-зелених, зелені та діатомові водорості, які характеризуються підвищеним змістом внутрішньоклітинних ліпідів (до 10% в дінофлагеллатах, ще вище - у діатомових - 20%); крім того, ці водорості накопичують ліпіди в якості запасних речовин. Наслідком цього є формування ОВ з підвищеною бітумінозного вже на ранніх градаціях катагенеза. 5. Присутність теригенно ОВ (Кероген Ш типу) виявилося навіть у відносно глибоководних опадах, що зумовило зниження ПНС практично всіх НГМ світ басейнів Східного Паратетіса. 6.Разнообразіе палегеогеоморфологіческіх обстановок накопичення НГМ відбилося на різниці біомаркерного складу ОВ одновікові товщ. 7.Неустойчівая динаміка вод і складна морфологія дна басейну обумовили формування різноманітних окисно-відновних обстановок в осаді, що зумовило вкрай нерівномірний характер розподілу ОВ і генераційні потенціалу в межах одновікові НМ горизонтів. Наприклад, для одних і тих же літотіпов НГМ порід майкопської серії значення змістів Сорг і генетичного потенціалу (S1 + S2) змінюються на порядки: Сорг - від 0,1 до 18%, (S1 + S2) - від 0,7 до 127,3 кг УВ/т породи, водневий індекс HI змінюється від 110 до 680 мг УВ/г Сорг.

Основні особливості реалізації нефтематерінского потенціалу.

1.Рассматріваемие басейни характеризуються надзвичайно диференційованим тепловим полем і, відповідно, різним положенням основних генераційні зон. 2.Для значної частини басейнів характерні розтягнутий катагенетіческая зональність, і, в основному, глибоке положення ЦЗН. Так, для Майкопський відкладень Керченської Таманського району покрівля ЦЗН фіксується на глибині 4,3-4,4 км, на глибині 5333љм Тmax піролізу - 448 ° C, що відповідає середині ЦЗН, тобто підошва розташовується на ще більшій глибині. 3.Большая потужність НГМ товщ ускладнює умови реалізації НМ потенціалу та сприяє формуванню закритих систем, і як наслідок, виникненням аутігенной нафтогазоносності. 4.Бассейни характеризуються надзвичайно широким діапазоном можливої нафтоносності як за рівнем зрілості ОВ-від ПК3 (за рахунок освіти незрілих нафт) до МК4, так і по глибині (до 6км) і газоносності (до 9 км). Підвищеними перспективами за критерієм створення УВ відрізняються басейни, які характеризуються суміщеного різновікових вогнищ нефтегазообразованія і відсутністю великих перерв у їх розрізі.

Список літератури

Для підготовки даної роботи були використані матеріали з сайту http://geo.web.ru/