ГЕОХИМИЧЕСКИЕ И ГИДРОГЕОЛОГИЧЕСКИЕ ПРЕДПОСЫЛКИ ГЕНЕТИЧЕСКОЙ СВЯЗИ ОРГАНИЧЕСКОГО ВЕЩЕСТВА ПОРОД И НЕФТЕЙ МАЙКОПСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ ЦЕНТРАЛЬНОГО ПРЕДКАВКАЗЬЯ

А.В. Бочкарев, В.П. Ильченко

В сб. «Аспекты генетических связей нефтей и органического вещества пород». М.: Наука, 1986, с.73-75.

Объектом исследования служили глинистые образования нижнего майкопа, из которых в последние годы на Воробьевской, Южно-Спасской, а ранее на Журавской и Пашолкинской площадях получены промышленные притоки нефти при глубине испытываемых интервалов 2050—2200 м. Дебиты нефти достигают от единиц до 110 м3 в сутки. Залежи нефти этих площадей привлекли к себе внимание в связи с тем, что выявлены они в необычных для Предкавказья типах коллектора и ловушки.

Продуктивная зона мощностью 20—40 м включает нижнюю часть баталпашинской свиты и верхи хадумского горизонта. Зона сложена ритмично переслаивающейся пачкой темно-серых и серых прослоев глин мощностью от 1 мм до 3 см, что свидетельствует о спокойной гидродинамической обстановке осадконакопления. Содержание тонкодисперсного ОВ в темных прослоях достигает 5—8%. Для них характерно широкое развитие горизонтальных и параллельных друг другу открытых трещин (толщиной до 0,02 мм) вдоль напластования пород. Светлые слойки глин почти не имеют трещин, и содержание ОВ в них не превышает 2%.

Повышенное содержание ОВ (в среднем. 4,8% по массе) алинового типа в породах нефтенасыщенной части отличает их от выше- и нижележащих нижнемайкопских глин. Степень преобразованности ОВ в глинах нижнего майкопа достигла градации MK1-МК2, что отвечает условиям верхней части главной зоны нефтеобразования.

Продуктивному пласту соответствует аномально высокая пластовая температура (Т=124°С), появление которой, по-видимому, стало возможным вследствие экзотермического эффекта нефтеобразования, при котором дополнительное тепло выделяется за счет деструкции полимерлипидных компонентов ОВ. Низкий катагенез ОВ при высокой температуре объясняется непродолжительным пребыванием продуктивной толщи глин на катагенетической стадии их преобразования (около 1 млн. лет). Кроме того, вследствие многократного увеличения объема образующихся жидких (вода, нефть) и газообразных (СН4, CО2 и др.) продуктов мезокатагенеза (углеводороды обладают значительно большим коэффициентом объемного расширения, чем вмещающие породы) без последующей их эмиграции за пределы нефтематеринской свиты в продуктивной толще образуется избыточное поровое и пластовое давление, превышающее расчетное гидростатическое в 1,3—1,5 раза. В силу того, что генерируемые продукты обладают ничтожно малым коэффициентом сжимаемости, снижается эффективность воздействия геостатического давления на ОВ как фактора катагенеза, что в условиях АВПоД и АВПД в соответствии с принципом Ле Шателье даже сдерживает темпы преобразования органического материала.

В пластовых условиях нефти нижнего Майкопа характеризуются пониженной плотностью (0,69—0,75 г/см3), повышенным содержанием смол (9,21%), асфальтенов (1,34%) и парафина (7,9%). Удельный вес дегазированной нефти 0,85 г/см3. Газовый фактор на разных режимах работы скважин колеблется от 60 до 146 м3/т. Удельный вес газа 0,88. В составе его на долю метана приходится 55,5—64,6%, этана — до 12%, пропана — 11—15%, бутана — 4—9%.

Повышенное содержание в свободной фазе газа нижнемайкопских залежей СО2 (до 5—6%) указывает на переходный характер изменения ОВ: от протокатагенеза, в течение которого процессы угле-водородообразования, как известно, замораживаются, но продолжаются процессы декарбоксилирования и дегидратации до мезо катагенеза, когда начинается интенсивное образование жидких и газообразных УВ. Нижнемайкопские нефти катагенети чески не преобразованы и состоят в основном из УВ метано-нафтенового состава с преобладанием нафтеновых структур, что также свидетельствует о раннем этапе мезокатагенеза и главной фазы нефтеобразования.

Надежная гидрогеологическая и гидродинамическая изоляция природного резервуара в однородной глинистой толще препятствует рассеиванию собственных скоплений УВ и их поступлению в залежь из других источников. На автохтонный характер УВ в нижнемайкопских глинах может указывать отсутствие в компонентном составе нефти и газа азота, аргона, гелия и водорода, обычно имеющих атмосферное, биогеохимическое, мантийное и иное происхождение. На родство УВ с исходным ОВ нефтематеринской свиты может указывать их близкий изотопный состав углерода (d13Сср=—29,7‰), а также доминирование в компонентном составе ХБА структур, свойственных аналогичным фракциям нефтей.

Судя по данным исследования скважин и опытно-промышленной эксплуатации нижнемайкопских залежей, соотношение образующихся на начальном этапе мезокатагенеза нефти и газа равно примерно 10:1 (в скв.1 Воробьевская дебит нефти при 7-миллиметровом штуцере 30,7 м3/сут, газа — 3,55 тыс. м /сут; в скв.6 Южно-Спасской соответственно 68,6 м3/сут. и 6,5 тыс. м3/сут при 6-миллиметровом штуцере).

Пути образования коллекторской емкости нефтеносных отложений разнообразны. Один из них предполагает участие в этом процессе продуктов катагенеза ОВ и глин. В ходе преобразования ОВ и пород первыми в свободную фазу выделяются воды различного генезиса. Существенную долю в их общем объеме составляют пресные органогенные воды — продукт деструкции ОВ. Отсюда аномально низкая минерализация (8—10 г/л) пластовой воды на флангах нефтяной залежи (скв.5 Южно-Спасская и др.). Воды относятся к переходному от хлор кальциевого к гидрокарбонатно-натриевому типу. В совокупности гидрогеологические данные подтверждают замкнутый характер очага генерации продуктов катагенеза ОВ.

Поскольку поровое давление превышает горное, происходит гидроразрыв составных частей пород. Расслоение пород идет по се-диментационным элементам напластования, а также по плоскостям протяженных горизонтальных трещин. Очевидно, по мере достижения соответствующего пластового давления вода прокладывает путь и оставляет после себя резервуар для образующихся и движущихся вслед за ней УВ. Видимо, поэтому нефтяная залежь не содержит воды, в том числе и подстилающей. Дополнительный поровый объем в глинах возникает также за счет пустотного пространства, высвободившегося вследствие деструкции части ОВ.

В поисках новых ослабленных участков в глинистой среде флюиды не придерживаются определенной закономерности в выборе структурного контроля катагенетически запечатанной залежи. Нередко условия для формирования разуплотненных зон, а, в конечном итоге, резервуара для нефти и газа оказываются более благоприятными в синклинальных формах структурного плана по нижнемайкопским отложениям.

На основе изложенного можно сделать следующие выводы.

1. В продуктивной глинистой толще нижнего майкопа процессы генерации, миграции и аккумуляции (создание коллекторской емкости) сопряжены во времени и в пространстве.

2. Образующиеся продукты катагенеза сингенетичны вмещающим их глинам и генетически связаны с захороненным в этих породах ОВ.