Надежкин Дмитрий Владимирович

Глава 7. Изучение геохимических характеристик органического вещества майкопских отложений в глубоководной впадине Черного моря и на прилегающей суше.

Осадочный бассейн, включающий прогибы Индоло-Кубанский, Керченско-Таманский и Сорокина

Исследования показали, что олигоцен-нижнемиоценовые породы из обнажений на территории Керченского полуострова (западная часть Индоло-Кубанского прогиба) характеризуются следующими пиролитическими параметрами: Сорг варьируется от 0.01 до 1.2% (медиана 0.5%), нефтегазогенерационный потенциал (S1+S2) изменяется от 0.01 до 0.6 кг УВ/т породы (медиана 0.2 кг УВ/т породы), водородный индекс (HI) - от 25 до 75 мг УВ/г Сорг (медиана 49 мг УВ/Сорг). Исходя из этого, можно сделать вывод о низком нефтегазоматеринском потенциале майкопских отложений в пределах Керченского полуострова. Это обусловлено тем, что в составе органического вещества значительно преобладает гумусовая составляющая, на что указывают данные биомаркерных исследований битумоидов.

Также важно отметить, что и пиролитические данные (Tmax меньше 435^oC) и состав биомаркеров в битумоидах (преобладание нечетных н-алканов, соотношение био- и геологических эпимеров стерановых и гопановых УВ) указывают на низкую катагенетическую преобразованность ОВ в этих породах.

Полученные результаты согласуются с литературными данными (Saint-Germes, 1998; Баженова и др., 2002; Петриченко, 2000) и дополняют их.

Нижнемиоценовые породы, вскрытые в интервале 3200-3961 м в скважине СГ-12000 в пределах восточной части Индоло-Кубанского прогиба, также обладают низким нефтегазоматеринским потенциалом. Они характеризуются следующими значениями пиролитических параметров: Сорг изменяется от 0.9 до 1.8% (медиана 1.1%), (S1+S2) изменяется от 0.5 до 5.4 кг УВ/т породы (медиана 0.9 кг УВ/т породы), водородный индекс (HI) - от 43 до 290 мг УВ/г Сорг (медиана 93 мг УВ/Сорг).

Изучение биомаркеров в насыщенной углеводородной фракции битумоидов показало, что ОВ в породах нижнего миоцена формировалось в морских условиях, - это подтверждается наличием С₃₀ пропилхолестана (Peters et al., 1985) и распределением стеранов С₂₇:С₂₈:С₂₉ (среднее 35:32:33). Доля континентального органического вещества изменяется с глубиной, что выражается в различном распределении и концентрации высокомолекулярных н-алканов и олеанана. Это, вероятно, свидетельствует о неоднократном изменении уровня моря. Из анализа данных пиролиза и изучения биомаркеров можно заключить, что породы нижнего миоцена в данном регионе содержат ОВ гумусово-сапропелевого типа в малых концентрациях, которое формировалось в морских условиях в окислительных обстановках (пристан/фитан > 1).

Распределение стерановых и гопановых УВ в образце с глубины 3540 м сходно с таковым в нефтях, но при этом все еще наблюдается преобладание н-алканов с нечетным числом атомов углерода в цепи. В этой же пробе пиролитический параметр Tmax равен 433^oС. Отсюда можно заключить, что в восточной части Индоло-Кубанского прогиба породы майкопской серии в интервале глубин 3200-3500 м находятся на градации катагенеза ПК, а в интервале 3500 и ниже - уже вступили в главную зону нефтеобразования. Этот вывод также согласуется с данными Ю.А. Петриченко (2001) и Фадеевой Н.П. и др. (2002).

В пределах Керченско-Таманский прогиба пробы были отобраны из скважины Тамань-2, которая вскрыла разрез майкопских отложений в интервале 1400-5633 м, причем так и не достигла подошвы.

Изученные образцы олигоцен-нижнемиоценовых пород характеризуются следующими пиролитическими параметрами: Сорг изменяется от 0.5 до 1.4% (медиана 0.9%), (S1+S2) изменяется от 0.2 до 2.2 кг УВ/т породы (медиана 0.5 кг УВ/т породы), водородный индекс (HI) - от 25 до 167 мг УВ/г Сорг (медиана 69 мг УВ/Сорг). То есть породы обладают низким нефтегазоматеринским потенциалом и содержат кероген III типа (тип, наиболее благоприятный для газообразования). Таким образом, майкопские отложения в изученной скважине можно отнести к газоматеринским с низким потенциалом. Следует обратить внимание на отсутствие данных о нижнеолигоценовых породах в наиболее погруженной части Керченско-Таманского прогиба.

Наибольший интерес представляют исследования майкопских пород в пределах прогиба Сорокина - на территории, покрытой водами Черного моря.

Майкопский возраст глинистых обломков из грязевулканической брекчии установлен в результате детального полинологического исследования (изучение диноцист) под руководством Н.И. Запорожец (ГИН РАН).

Олигоцен-нижнемиоценовые породы в прогибе Сорокина характеризуются следующими пиролитическими параметрами: Сорг изменяется от 0.17 до 6.1% (медиана 1.66%), (S1+S2) изменяется от 0.02 до 12.63 кг УВ/т породы (медиана 2.57 кг УВ/т породы), водородный индекс (HI) - от 6 до 357 мг УВ/г Сорг (медиана 131 мг УВ/Сорг). Учитывая низкую степень преобразованности ОВ (Tmax = 415-433^oС), можно отнести майкопские породы в прогибе Сорокина к потенциально нефтегазоматеринским, содержащим кероген II-III типов.

Таким образом, в результате геохимических исследований установлено, что нефтегазоматеринские характеристики майкопских отложений изменяются в пределах крупного осадочного бассейна и улучшаются в направлении акватории Черного моря.

Западно-Черноморский бассейн

В пределах Западно-Черноморского бассейна были изучены обломки глинистых пород из сопочной брекчии грязевых вулканов МГУ, Вассоевича и Тредмар.

Для изучаемой территории был построен график зависимости отражательной способности витринита (шкала в логарифмическом масштабе) от глубины (рис. 2). Для поверхности (в данном случае эта поверхность соответствует дну Черного моря, глубина 2200 м) значение отражательной способности витринита было принято равное 0.2% (Хант, 1982).

Рис. 2. График зависимости отражательной способности витринита от глубины для Западно-Черноморского бассейна.

В изученных пробах замеренные значения максимальной температуры пиролиза (Tmax) изменяются от 421^oС до 442^oС. Используя данные Espitalie et al. (1993), сопоставляем полученные значения Tmax (421^oС и 442^oС) на графике со значениями отражательной способности витринита (Ro) - 0.44 и 0.73%. Учитывая пропорциональную зависимость значений Tmax и Ro в зоне близкой к ГЗН, разбиваем интервал 421-442^oС на равные единичные отрезки. Принимая во внимание общие черты геологического развития Западно-Черноморского бассейна и Индоло-Кубанского прогиба, сопоставляем значение Tmax 433^oС (в скважине СГ-12000 на глубине 3500м) с глубиной 5700м с учетом глубины моря 2200м. Проведенная таким образом прямая через две точки отражает зависимость значений Tmax от глубины.

Этот метод позволил соотнести граничные значения температур Tmax (421^oС и 442^oС) изученных проб с глубиной. Таким образом, с определенной долей вероятности, установлено, что пробы глинистых пород получены из интервала глубин ~ 4800-6400 м.

По данным сейсмических исследований кровля майкопских отложений в данном районе находится на глубине 5800-5900 м (Stovba et al., 2009). То есть изученные пробы, исходя из проведенного анализа, получены из верхней части майкопской толщи (нижний миоцен) и вышележащих отложений (вероятно, средний миоцен). Эти выводы подтвердились результатами определения возраста: в образцах, отнесенных к нижнему миоцену найдены типичные формы фитопланктона нижнего миоцена (Impagidinium minor, Labyrinthodinium truncatum, Deflandrea spinulosa maikopica и др.), а в образцах отнесенных к среднему миоцену - типичные формы фитопланктона среднего миоцена Labyrinthodinium truncatum, Sumatradinium druggii и др. Из сопоставления значения глубины кровли майкопских отложений (5800-5900 м) с Tmax на графике можно заключить, что образцы со значениями Tmax больше или равными ~434^oС имеют раннемиоценовый возраст, то есть относятся к майкопским породам.

Для глинистых обломков майкопского возраста характерны следующие значения пиролитических параметров: содержание Сорг изменяется от 0.38 до 2.1% (медианное - 1.42%), (S1+S2) - от 0.25 до 9.4 кг УВ/т породы (медианное - 4.14 кг УВ/т породы), водородный индекс 58-433 мг УВ/г Сорг (медиана 251 мг УВ/г Сорг). Подобная характеристика позволяет отнести нижнемиоценовую часть разреза к нефтегазогенерирующей (Tmax>434^oС) с удовлетворительным и хорошим потенциалом. При этом следует отметить, что западнее грязевого вулкана МГУ кровля майкопских отложения погружается более чем на 1.5 км (Туголесов и др., 1985). То есть можно ожидать, что там майкопские отложения в полной мере реализуют свой потенциал и генерируют УВ.

Таким образом, полученные данные (медианные значения пиролитических параметров и биомаркерный анализ) позволяют сделать заключение об улучшении нефтематеринских характеристик майкопских отложений со стороны побережья в направлении акватории Черного моря (рис. 3).

Защищаемое положение 1: нефтематеринский потенциал майкопских отложений увеличивается в направлении акватории Черного моря (минимальные значения характерны для Керченско-Таманского прогиба, максимальные для - Западно-Черноморского бассейна).

Туапсинский прогиб и Сочи-Адлерская депрессия

В пределах данного района были изучены обломки глинистых пород из сопочной брекчии грязевого вулкана Нефтяной (Туапсинский прогиб) и многочисленные пробы из обнажений майкопских пород на прилегающей суше (Сочи-Адлерская депрессия).

Определение возраста по диноцистам показало, что большая часть отобранных глинистых проб из Сочи-Адлерской депрессии относится к нижнему олигоцену (низы мацестинской свиты майкопской серии на Южном склоне Большого Кавказа).

Рис. 3. Слева: диаграмма Ван Кревелена, отражающая потенциал керогена майкопских пород в зависимости от катагенетической преобразованности. Справа: гистограмма медианных значений потенциала майкопских пород.

К примеру, в образцах, отобранных из обнажения в районе Агойского пляжа, раннеолигоценовый возраст установлен по присутствию таких таксонов диноцист, как Wetzeliella gochtii, Wetzeliella symmetrica и Enneadocysta pectiniformis (заключение Н.И. Запорожец, ГИН РАН, 2011). Отложения здесь представлены слоистыми глинами с горизонтами грязекаменных потоков и видимой мощностью 10 м. Слоистые глины представляют собой чередование светло-серых карбонатных глин толщиной до 4-5 см и темных бескарбонатных глин толщиной от 0.5 до 2 см.

В породах, отобранных из обнажения на берегу реки Мамайка, ранее отнесенных Б.М. Келлером (1945) к позднему эоцену (мамайская свита), содержится небольшой спектр фитопланктона, в котором обнаружены типичные раннеолигоценовые Phthanoperidinium amoenum и Wetzeliella symmetrica, а также Charlesdowniea clathrata angulosa - зональный вид верхнего эоцена, переходящий в базальные слои раннего олигоцена. Отложения здесь представлены толщей переслаивания турбидитовых известковистых песчаников и темных глин.

Пиролитические исследования показали, что светло-серые прослои глин в вышеупомянутых разрезах нижнего олигоцена характеризуются следующими параметрами: содержание органического углерода (Сорг) изменяется от 1.36 до 2.31%, нефтегазогенерационный потенциал (S1+S2) - от 4.71 до 6.86 мг УВ/г породы, водородный индекс (HI) - от 297 до 439 мг УВ/г Сорг. То есть эти породы можно отнести к потенциально нефтегазоматеринским с удовлетворительным/хорошим потенциалом (значения Tmax = 420-425оС указывают на низкую степень преобразованности - ПК3), содержащим кероген II типа. Также немаловажной характеристикой этих глин является их повышенная карбонатность (30-40%), по сравнению с тонкими темными прослоями (0-10%).

Глины из темных прослоев характеризуются повышенными значениями пиролитических параметров: Сорг изменяется от 3.58 до 8.66%, нефтегазогенерационный потенциал (S1+S2) - от 14.13 до 46.45 мг УВ/г породы, водородный индекс (HI) - от 392 до 536 мг УВ/г Сорг. Судя по величине водородного индекса, породы содержат кероген II типа и обладают отличным нефтематеринским потенциалом. Степень катагенеза, определенная по максимальной температуре пиролиза Tmax (420 - 425^oС), соответствует градации ПК3, то есть стадии созревания ОВ.

Таким образом, для пород раннеолигоценового возраста в Сочи-Адлерской депрессии установлено, что они обладают необходимым потенциалом для генерации жидких и газовых УВ. Учитывая, что они погружаются в направлении Туапсинского прогиба, можно заключить, что там они вступили в ГЗН.

Кроме того, в нижнеолигоценовых породах Абхазии (хадумская свита) прослеживается пласт однородных темно-серых слоистых глин (описание Никишина А.М.). Усредненные значения пиролитических данных Сорг = 1.72%, S1+S2 = 4.92 мг УВ/г породы, HI = 286 мг УВ/г Сорг, позволяют отнести эти породы к нефтегазоматеринским с удовлетворительным потенциалом.

В отличие от олигоценовых пород нижнемиоценовая часть разреза характеризуется низким генерационным потенциалом и не может рассматриваться в качестве нефтематеринской.

Данные биомаркерного анализа подтвердили, что нижнеолигоценовые породы находятся на низкой градации катагенеза ПК. Это установлено по присутствию и доминированию "биологических" эпимеров УВ ряда гопана, по соотношению био- и изо стеранов и преобладанию н-алканов с нечетным числом атомов в цепи и др.

Распределение стеранов ααα(R) C₂₇:C₂₈:C₂₉ (среднее 41:23:36) и наличие С₃₀ этилхолестана указывает на то, что ОВ состоит из остатков морских организмов, что также согласуется с данными пиролиза. Формирование ОВ в диагенезе протекало в восстановительных обстановках (Pr/Ph =1).

Впервые в битумоидах пород нижнего олигоцена был идентифицирован специфический биомаркер С25 HBI (Т - образный изопреноид) (рис. 4). Следует уточнить, что в битумоидах верхнеолигоценовых и нижнемиоценовых пород этот компонент не найден.

Это соединение детально описано в работах Volkman et al. (1994), Sinninghe Damste et al. (2004 а, б), Stadnitskaia et al. (2008). Его присутствие обнаруживается в нефтях, экстрактах из пород и осадков, возраст образования которых не древнее мелового периода. Более детальные исследования Sinninghe Damste et al. (2004 а, б) установили, что этот компонент встречается в нефтях и породах не древнее туронского века позднего мела. Образование этого компонента связано с биосинтезом диатомовых водорослей Halsea ostrearia и Rhizosolenia setigera.

Находки остатков диатомовых водорослей в породах, формировавшихся в раннеолигоценовое время, описаны Радионовой Э.П. и Хохловым И.Е. (1994) по рекам Кубань и Фарс. Авторы выделяют горизонт с диатомеями в основании майкопской серии в серых карбонатных глинах хадумского горизонта совместно с многочисленными планктонными и бентосными фораминиферами.

Глинистые обломки из сопочной брекчии грязевого вулкана Нефтяной (верхний олигоцен) характеризуются низкими значениями пиролитических параметров. При этом часть из них насыщена миграционными УВ (PI больше 0.3). Это также подтверждается биомаркерным анализом - на фоне биомаркерного распределения, характерного для нефти, идентифицированы биологические эпимеры гопановых УВ и др.

Рис.4. Пример масс-фрагментограммы алифатической фракции битумоида нижнеолигоценовых пород, иллюстрирующей присутствие Т-образного изопреноида (арабскими цифрами обозначены н-алканы, Pr - пристан, Ph - фитан).