Оценка нефтегазоносности больших глубин – одно из приоритетных направлений нефтегазовой геологии на современном этапе. В данном аспекте интерес представляет Южно-Каспийская впадина, характеризующаяся целым рядом уникальных особенностей: огромной мощностью осадочного чехла (до 30 км), исключительно высокой скоростью осадконакопления, низким тепловым потоком и пластовыми температурами, аномально высокими поровыми и пластовыми давлениями, высокой глинистостью разреза и т. д. Сейчас на акватории Каспийского моря эксплуатируются залежи нефти, газа и газоконденсата на глубинах, превышающих 5–6 км.

Проблема нефтегазоносности больших глубин Южно-Каспийской впадины изучалась ранее [1–5], где было показано, что на глубинах более 8–9 км имеются регионально распространенные комплексы аномально неконсолидированных осадочных пород, характеризующиеся благоприятными термобарическими, структурно-литологическими и геотектоническими условиями для накопления и сохранения УВ как в газовой, так и в жидкой фазе. Рассмотрим новый подход к прогнозированию углеводородообразования, основанный на определении термодинамических условий преобразования глинистых минералов.

Как известно, интервал главной зоны нефтегазообразования совпадает с интервалом среднего катагенеза глинистых осадков. Важная особенность этого интервала – изменение минерального состава глин с глубиной, а именно: трансформация монтмориллонитов в гидрослюду, которая завершается в подошве зоны среднего катагенеза. Поэтому можно полагать, что разработка методов количественной оценки глубин сохранения монтмориллонитовых глин имеет важное значение для прогнозирования интервала главной зоны нефтегазообразования.

По данным лабораторных анализов, а также скважинных геолого-геофизических исследований изучен механизм взаимосвязи и взаимовлияния трансформации глинистых минералов с термобарическими и гидрохимическими условиями недр. При этом было показано, что в разрезе Южно-Каспийской впадины на глубинах более 4 км наряду с дегидратацией первичного монтмориллонита может происходить процесс образования вторичного монтмориллонита. Факторами, обусловливающими подобную картину трансформации глинистых минералов, являются пониженная температура, аномально высокое давление и соответствующие гидрохимические условия [1, З].

Содержание минералов группы монтмориллонита возрастает от районов Апшеронского полуострова и одноименного архипелага к Бакинскому архипелагу и Прикуринскому району, т. е. в направлении увеличения градиента порового давления и уменьшения геотермического градиента (таблица). В полученные зависимости не вписываются лишь данные по красноцветной толще Туркмении (банки Лам, Жданова, Губкина), что связано, по-видимому, с различными источниками сноса первичного осадочного материала.

Интересно, что в разрезе Южно-Каспийской впадины зоны развития наибольших АВПД характеризуются самыми низкими в регионе значениями пластовых температур. Это связано с тем, что такие зоны приурочены к интервалам залегания преимущественно глинистых толщ огромной мощности, характеризующихся, как известно, высокими показателями теплопроводности. Закономерность, отраженная в таблице, имеет важное значение для понимания причин аномально низкой преобразованности пород и ОВ на больших глубинах.

Для изучения термодинамических условий трансформации глинистых минералов использована автоматизированная система РАМИН [3], позволяющая по данным химических анализов подземных вод, температуры и рН производить расчет разницы свободной энергии Гиббса для реальных условий и условий равновесия.

Фактические значения рН для этих условий составляют 6.7. Расчеты показали, что при рН=5–8 и t=97 °С значение потенциала Гиббса для монтмориллонитов всегда больше нуля, что указывает на возможность образования аутигенного монтмориллонита. Этот вывод свидетельствует о том, что на глубинах 4–5 км в Южно-Каспийской впадине пока еще не происходят заметные процессы дегидратации глинистых минералов за счет потери монтмориллонитами межслоевой воды. Отсюда следует, что глубина 4–5 км в Бакинском архипелаге еще не является оптимальной для наиболее интенсивного нефтегазообразования.

Представляет интерес моделирование термодинамических условий преобразования глинистых минералов на глубинах, еще не вскрытых бурением (7 км). Согласно таким расчетам, выполненным с использованием системы РАМИН, на больших глубинах состав пластовой воды не изменяется, а возрастает только температура. Предполагаемую величину рН при температуре 100 °С и более можно приблизительно принять равной 6 [5].

Расчеты показали, что потенциал Гиббса остается положительной величиной до температуры 140 °С и для условий Бакинского архипелага соответствует глубине около 9 км. Можно предположить, что с этой глубиной следует связывать начало интервала главной зоны углеводородообразования.

Сопоставим полученные результаты с другими опенками, касающимися прогнозирования очагов углеводородообразования в Южно-Каспийской впадине. Оценка предельной глубины распространения монтмориллонита Нпр (км) в любых термобарических условиях без учета аномальности порового давления проводится по формуле

Нпр=261 Г^--1,23, (1)

Нпр=261*Ка *Г^--1,23. (2)

где Г –геотермический градиент [1].

Если выполнить расчет Нпр по формулам (1) и (2), можно получить интервал глубин преобразования монтмориллонита, соответствующий интервалу нахождения главной фазы углеводородообразования. Такие расчеты выполнены и представлены в таблице.

Для условий Бакинского архипелага при расчетах по формуле (1) значения Нпр заключены в интервале 7,5–9,3 км, что согласуется с прогнозными данными геохимического моделирования. Расчеты по формуле (2) позволили установить, что предельные глубины распространения монтмориллонита в Южно-Каспийской впадине находятся в интервале глубин 13–16 км.

Следует подчеркнуть, что эти прогнозные цифры подтверждаются данными исследования глинистых пород в продуктах выбросов грязевых вулканов (глубины залегания порядка 7–12 км). Установлено, что глинистые минералы этих пород олигоцен-раннемиоценового возраста на 40–60 % представлены монтмориллонитом.

Глубина и мощность зон углеводородообразования четко коррелируются с литологической и термобарической характеристиками разрезов, а именно: наибольшими глубинами и мощностями главной зоны нефтегазообразования характеризуются разрезы, содержащие мощные глинистые толщи, с низкими тепловыми потоками и высокими значениями аномальности порового давления (рисунок).

Полученные результаты находятся в полном соответствии с данными изотопно-геохимических исследований нефтегазоматеринского потенциала в образцах пород из глубоких скважин и продуктах выбросов грязевых вулканов [2]. В частности, из кривой накопления суммарного импульса тепла видно, что зона интенсивной генерации УВ (MK₁ – АК₂) в кайнозойских отложениях сохраняется до глубины 15 км. Ориентировочная оценка глубины интенсивной генерации метана на основе кривых зависимости от температуры и отражательной способности витринита дает величину 6–13 км. Указанный интервал генерации УВ подтверждается данными по отсутствию каких-либо изменений до глубины 6–8 км УВ-потенциала керна и выбросов грязевых вулканов, битумного коэффициента и т. д. [2].

1. Буряковский Л. А., Джеваншир Р. Д. Взаимосвязь и взаимовлияние трансформации глинистых минералов с термобарическими условиями недр // Геохимия– 1986.– № 4.– С. 512–521.
2. Гулиев И. С., Павленкова Н. И., Раджабов М. М. Зона регионального разуплотнения в осадочном чехле Южно-Каспийской впадины // Литология и полезные ископаемые.– 1988.– № 5.– С. 130–136.
3. Джеваншир Р. Д. Моделирование геохимических условий процесса инверсии трансформации глинистых минералов (Бакинский архипелаг) // Известия АН Аз. ССР. Сер. Науки о Земле.– 1985.– № 5.– С. 137–142.
4. Проблема нефтегазоносности больших глубин Южно-Каспийской впадины и основные задачи дальнейших исследований / Ш. Ф. Мехтиев, С. Г. Салаев, 3. А. Буниат-заде, А. А. Нариманов / В кн.: Проблемы нефтегазоносности Кавказа.– М.: Наука.– 1988.– С. 122–128.
5. Прошляков Б. К., Гальянова Т. И., Пименов Ю. Г. Коллекторские свойства осадочных пород на больших глубинах.– М.: Недра.– 1987.

A novel approach for predicting sources of hydrocarbon formation has been proposed based on the recognition and prediction of thermodynamic conditions of clay min - ral transformation. It has been shown that in the South Caspian depression, the interval of the main zone of the formation of hydrocarbons is assumed to be at depths of 7.5–16.2 km.