Палеотермичность и моделирование генерации углеводородов в восточной части Прикаспийского и Предуральского бассейнов (Казахстан)

Аннотация

Прикаспийский бассейн является основной нефтегазоносной провинцией Казахстана, где расположены такие гигантские месторождения, как Тенгиз, Карачаганак, Астраханское и Кашаган. В предыдущих исследованиях были выявлены нефтематеринские породы, преимущественно связанные с подсолевым комплексом. Однако вопрос определения таких параметров, как глубина нефтяного окна, остается нерешенным, поскольку геотермический градиент здесь низкий, а изученные нефтематеринские породы характеризуются невысокой степенью зрелости. На основе изучения органического вещества в этих отложениях и моделирования генерации углеводородов с использованием программного обеспечения PetroMod 1D (IES GmbH; в настоящее время SLB) была предпринята попытка определить диапазон глубин нефтяного окна для основных нефтематеринских пород. Исследуемая территория включает три структурно-фациальные области, сформировавшиеся в период от девона до позднего карбона: Прикаспийский бассейн, подразделяемый на собственно бассейновую часть (глинистые породы, аргиллиты и кальцитурбидиты) и платформенную часть (известняки и штормовые песчаники), а также Предуральский бассейн, представленный турбидитовыми песчаниками. Для исследуемого участка значения отражательной способности витринита Ro являются низкими и варьируют от 0.4 до 0.7%, а Tmax находится в диапазоне 420-445°C. Моделирование теплового потока было откалибровано по отражательной способности витринита с использованием различных кинетических моделей в зависимости от типа органического вещества: для органического вещества III типа (Brent) была выбрана модель Vandenbroucke et al. (1999), а для II типа – модель KCF. Низкое значение геотермического градиента может компенсироваться продолжительностью геологического времени, в течение которого нефтематеринские породы подвергаются преобразованию. В исследуемом секторе начало фазы генерации нефти может соответствовать уровню зрелости около 0.5% Ro и даже 0.4% Ro для водорослевого либо смешанного органического вещества II/III типов. Для исследованных формаций основная часть углеводородов была сгенерирована в период максимального погружения. Выделены четыре зоны, различающиеся глубинами, начала и завершения нефтяного окна: западная зона (бассейновая часть) – от 4.0-4.5 до 7-9 км; зона склона и борта – от 3.0-3.7 до 4.5-5.0 км; зона Предуральского бассейна – от 2.8-3.3 до 4.5-5.0 км; восточная зона под Уральским надвигом (Изембет) – от 2.0-2.8 до 3.5-4.0 км.