Особенности нефтегазообразования в басейнах східного паратетиса

Особенности нефтегазообразования в басейнах східного паратетиса.

О.К.Баженова, Н. П. Фадеева, Л. Р. Дистанова, Ю. А. Петриченко, Э. Ю. Суслова Осадочные басейни Східного Паратетиса, які містяться не більше Кавказско-Скифского регіону, є і нафтогазоносними басейнами (НГБ) — це Азово-Кубанский, Средне-Каспийский, Восточно-Черноморский, Куринский та інших. Перші дві НГБ є найстаршими у світі нафтогазовидобувними регіонами, діапазон нафтогазоносності в яких охоплює інтервал від триаса до пліоцену включно; родовища нафти і є виявлено як і континентальної, і акваториальной частинах басейнів. Басейни Східного Паратетиса ставляться до периконтинентально-орогенным (окраинно-платформенным) і межконтинентальным (колізійним орогенным чи межгорных западин) басейнах рухливих поясів. Орогенный етап розвитку регіону істотно вплинув на будову та формування нафтогазоносності цих басейнів, отже логічніше віднести їх не до орогенной групі. Ця група басейнів характеризується поруч спільних рис як формування, і реалізації нефтематеринского потенціалу (Пнм) нефтегазоматеринскими товщами (НГМ), тобто. особливостями нефтегазообразования. Основні їх перераховані ниже.

Основные особливості формування нефтематеринского потенциала.

1.Резкое переважання терригенных НГМ порід і підлегле — карбонатних відкладень. Основний внесок у освіту рідких і газоподібних УВ забезпечили нижне-среднеюрские і олигоцен-миоценовые НГМ товщі, мають алевритово-глинистый склад парламенту й великі потужності (більше трьох км). 2. Високі швидкості накопичення опадів, які становлять 35 см/1000 років (і більше) сприяли органічного матеріалу і перешкоджали формуванню доманикитных концентрацій ВВ. При великому діапазоні концентрацій середні значення Сорг для основних ПМ товщ (юрської і майкопської) приблизно схожі й становлять 1,5−1,6%. Їх формування відповідає етапах закладення великих зон прогибания: в юрі - перикратонного прогину, в олігоцені - передового прогину. Найвищі середні концентраціями ВВ відзначені для НГМ порід кумской почтувід 2 до 4,6%. 3. Щодо низька диференціація гранулометрической приуроченности ВВ: модальні значення концентрацій ВВ в аргиллитах, алевролитах і навіть песчаниках схожі й приблизно відповідають кларковым. 4. Высокая біопродуктивність обумовлює накопичення ВВ в опадах. Зростання біопродуктивності в басейнах Паратетиса відзначений до різних етапів тектонічної активізації. Приміром, в майкопском басейні біопродуктивність різко зросла кінці соленовского часу, ознаменовавшегося загальної регресією, зміст Сорг збільшилося до 4−5%, по порівнянню з нижележащим (Сорг менш 1%). Основним продуцентами ВВ в басейнах Паратетиса були динофлагеллаты, рідше акритархи, синезеленые, зелені і диатомовые водорості, які характеризуються підвищеним змістом внутрішньоклітинних ліпідів (до 10% в динофлагеллатах, ще вищий — в диатомовых — 20%); ще, ці водорості накопичують ліпіди як запасних речовин. Наслідком є формування ВВ із підвищеною битуминозностью вже в ранніх градаціях катагенеза. 5. Присутність терригенного ВВ (кероген Ш типу) проявилося навіть у відносно глибоководних опадах, що зумовило зниження Пнм практично всіх НГМ звитий басейнів Східного Паратетиса. 6. Разнообразие палегеогеоморфологических обстановок накопичення НГМ вдарило по відмінності биомаркерного складу ВВ одновікових товщ. 7. Неустойчивая динаміка вод і складна морфологія дна басейну зумовили формування різноманітних окисно-відновних обстановок в осаді, що визначило вкрай нерівномірний характер розподілу ВВ і генерационного потенціалу до межах одновікових ПМ горизонтів. Наприклад, кого і тієї ж литотипов 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.

Основные особливості реалізації нефтематеринского потенциала.

1.Рассматриваемые басейни характеризуються надзвичайно диференційованим тепловим полем і, відповідно, різним становищем основних генерационных зон. 2. Для значній своїй частині басейнів характерні розтягнута катагенетическая зональність, й нині переважно, глибоке становище ЦЗН. Так, для майкопских відкладень Керченско-Таманского району покрівля ЦЗН фіксується на глибині 4,3−4,4 км, на глибині 5333љм Тmax піролізу — 448 °C, що він відповідає середині ЦЗН, тобто. підошва розташований більшою глибині. 3. Большая потужність НГМ товщ утрудняє умови реалізації ПМ потенціалу сприяє формуванню закритих систем, як наслідок, виникненням аутигенной нафтогазоносності. 4. Бассейны характеризуються надзвичайно широким діапазоном можливої нефтеносности як за рівнем зрілості ВВвід ПК3 (з допомогою освіти незрілих нафт) до МК4, і за глибиною (до 6км) і газоносності (до 9 км). Підвищеними перспективами критерієм генерації УВ відрізняються басейни, які характеризуються совмещенностью різновікових осередків нефтегазообразования і відсутність великих перерв у тому разрезе.

Список литературы

Для підготовки даної праці були використані матеріали із російського сайту internet.