ПОИСК Статьи Рисунки Таблицы Геолого-геохимические особенности распространения нефтей и газов различного качества в Средней Азии из "Геохимия нефтей и газов Средней Азии" На изученной территории Средней Азии промышленные и полупромышленные залежи нефти обнаружены в большом стратиграфическом диапазоне — от плиоценовых до нижнеюрских отложений включительно, в палеозойских отложениях встречены лишь отдельные нефтегазопроявления. [c.200] В результате детальных геохимических исследований на территории Средней Азии установлено влияня е глубины на изменения свойств нефтей и газов 1) по разрезу 2) по региональному погружению пластов 3) от приподнятой к опущенной части складки при наличии тектонического нарушения (Кум-Даг, Небит-Даг, Нефтеабад, переход от Бухарской ступени к Чарджоуской и др.) 4) в пределах отдельных залежей от свода к периферии. [c.200] Для многих многопластовых залежей геосинклинальной и эпи-платформенной орогенических частей Средней Азии отмечается явное усиление метанового характера нефтей с глубиной (Западная Туркмения, Фергана, см. рис. 5, 41) в пределах изученной части продуктивного разреза Амударьинской и Таджикской впадин — явление скорее всего обратное (усиление циклического характера нефтей при переходе от меловых к юрским отложениям — для первого случая и от алайских к бухарским слоям — для второго (см. рис. 3, табл. 16, 28 и др.). [c.200] Во многих районах Средней Азии (см. рис. 17, 24, 39, 40 и др., главы 1—111) совершенно определенно выявляется следующая закономерность с глубиной по региональному погружению пластов от горных сооружений, обрамляющих нефтегазоносные районы, изменяются следующие показатели флюидов для нефтей — уменьшение плотности, смолистости, сернистости, степени цикличности углеводородной части, увеличение выхода светлых фракций, в общем — усиление их метанового характера для газов — увеличение относительного содержания гомологов метана и в некоторых случаях гелия, уменьшение количества неуглеводородных компонентов. Все это сопровождается усилением на погружении общей газонасыщенности разреза и газоконденсатного характера залежей, а во многих случаях и увеличением первоначальных геологических запасов нефтей и газов. Одновременно в указанном направлении увеличивается минерализация подземных вод и соответственно изменяется их селевой состав. Особенно наглядны, эти изменения в Ферганской и Амударьинской впадинах. [c.201] В эпиплатформенной орогенической и геосинклинальной областях изменения свойств нефтей по разрезу и площади происходят по-разному. В последнем случае отмечаются скачки в связи с наличием тектонических нарушений (профиль Восточный Кум-Даг — Западный Кум-Даг — Кызыл-Кум, Дагаджик — Западный Челекен и др.) в первом случае изменения носят более плавный характер и, как правило, не приводят к коренному изменению типа нефтей. [c.201] Таким образом, по разрезу и площади отмечаются важные закономерности изменения качества нефтей и газов. Нельзя, однако, утверждать, что эти изменения обусловлены только фактором глубины, так как одновременно действуют лито логический, тектонический, гидрогеологический и другие факторы. [c.201] Из приведенного материала следует, что в пределах всей Средней Азии не отмечается закономерностей изменения свойств нефтей, связанных с возрастом (см. табл. 41). [c.201] На основе имеющихся материалов по Средней Азии рассмотрим два случая возможного влияния литологического состава вмещающих пород на свойства нефтей и газов. [c.202] Имеющиеся данные по нефтям и газам Средней Азии свидетельствуют о том, что закономерности изменения их свойств по региональному погружению пластов следует объяснять влиянием нескольких факторов глубиной (температура, давление, катализ), условиями формирования залежей, в частности начальной миграцией флюидов по направлению к бортам денрессионных зон (адсорбция, растворение, обратная конденсация), окислительными процессами в при-бортовой зоне и др. Следовательно, само по себе усиление глинистости отложений на погружении не является решающим фактором. [c.202] В большинстве случаев сернистые нефти приурочены к карбонатным отложениям при наличии гипсов или ангидритов в нефтеносной свите (бухарские слои Таджикской впадины), выше по разрезу (верхнеюрские отложения Бухаро-Хивинской области) и ниже по разрезу (свита гознау Ферганы). Однако далеко не все нефти и газы, залегающие в карбонатно-сульфатных коллекторах, обогащены сернистыми соединениями, что связано с ходом самого процесса осерне-ния. Роль этих отложений состоит в насыщении вод сульфатами (и другими комнонентами-окислителями) и в сохранении образовавшегося сероводорода (отсутствие окислов железа). Непосредственное же взаимодействие вмещающих отложений и углеводородов залежей вряд ли имеет место. [c.202] Влияние тектонических условий на качество нефтей и газов в пределах Средней Азии проявляется весьма ярко. [c.203] Интересно, что во многих других геосинклинальных областях (Апшеронский полуостров, Грозненский район, Румыния и др.) акже встречаются крайние типы нефтей (метановые — парафиновые и нафтеновые — низкопарафиновые) в пределах одного района или даже месторождения. [c.203] В Ферганской и Таджикской межгорных впадинах интенсивность тектонических процессов в пределах локальных складок была значительно слабее, чем в Западной Туркмении или на Апшеронском полуострове, в связи с чем вторичные изменения углеводородной части нефтей выражены относительно слабо. [c.203] Наиболее наглядные примеры — месторождения Прибалханского района (глава I). Менее ярко это различие проявляется в нефтях Нефтеабада (А. А. Воробьев, 1957) и газах Андижана (И. С. Старобинец, 1963, глава HI). [c.204] В пределах эпигерцинской платформы наиболее интересный пример — скачкообразное изменение свойств нефтей (главным образом резкое увеличение содержания ароматических углеводородов) при переходе от Бухарской ступени к Чарджоуской. Бухарский разлом в фундаменте, отражающийся в виде системы разломов в покрове, видимо, является экранирующим и обусловливает, по всем данным, различие геохимического режима в разных блоках, что в свою очередь определяет различие в качестве нефтей. [c.204] в Фергане известны явно вторичные залежи в неогеновых отложениях Палванташа, Андижана, Ходжиабада, Южного Аламышика, Бостона. Нефти большинства этих залежей содержат пониженное количество ароматических углеводородов, а иногда и асфальтенов по сравнению с палеогеновыми нефтями тех же месторождений (глава П1), что, видимо, связано с явлениями адсорбции при миграции. [c.205] Вернуться к основной статье