Так, например, ряд исследователей развивает положение о том, что в Среднеазиатской провинции залежи газа и нефти в неоком-нижне-аптском проницаемом комплексе образовались в результате вертикальной миграции углеводородов из юрских горизонтов. Одним из доказательств такого положения служит тот факт, что при переходе от Чарджоуской ступени к Бухарской по мере выклинивания кимеридж-титонской соли, играющей роль региональной покрышки, появляются залежи газа и нефти в большом числе пластов нижнего мела и даже в сеномане, тогда как на Чарджоуской ступени промышленные скопления углеводородов присутствуют только в юрских отложениях [33].
Имеются данные о проявлении разломов в чехле и гидрохимических аномалиях, связаннных с ними. По-видимому, не исключено образование некоторых залежей углеводородов в приразломных зонах в результате межрезервуарной миграции [18]. Кроме того, межрезервуарный переток флюидов возможен и вдоль поверхностей зональных ранненеокомских размывов и несогласного перекрытия юрской террнгенной толщи готеривскими или барремскими песчаниками. Однако, нельзя объяснить формирование региональных водоносных комплексов со своими газово-гидрохимическими особенностями исключительно за счет перетока флюидов из нижних проницаемых толщ в верхние по разломам или вдоль поверхностей стратиграфического несогласия.
Г. П. Якобсом, Ф. П. Самсонов и Г. X. Дикенштейн [147] выделяют три области внутри Среднеазиатского (Каракумского) артезианского бассейна, существенно отличающиеся друг от друга по режиму подземных вод.
1. Область весьма затрудненной гидродинамической связи между юрским, неоком-нижнеаптским и апт-сеноманским проницаемыми комплексами. Это Юго-Восточная Туркмения и Северный Афганистан.
2. Область с облегченной связью между юрской и неоком-нижне-аптской толщами и с хорошей изоляцией от нижележащих горизонтов альб-сеноманского комплекса. В нее входят Центральнокаракумский свод, Хивинский прогиб и Бухарская ступень.
3. Область, где все три комплекса гидродинамически связаны между собой, б результате чего воды из нижних горизонтов разгружаются в вышележащие проницаемые толщи. Это Туаркырская и Центрально-устюртская зоны поднятий.
Область свободного сообщения (связи) между разновозрастными горизонтами является малоперспективной в нефтегазоносном отношении.
Для второй области указанные авторы допускают существование зон скрытой разгрузки юрских вод в неоком-нижнеаптскую толщу, что привело, по их мнению, к формированию в последней залежей газа.
Трудно доказать свободную гидродинамическую связь между юрской, неоком-нижнеаптской и апт-альбской проницаемыми толщами на обширном пространстве, если принять во внимание резкие различия в газово-гидрохимической характеристике этих трех комплексов. Г. П. Якобсон и др. [147] пришли к выводу, что в области весьма затрудненной гидродинамической связи между разновозрастными горизонтами юры и мела, т. е. в Мургабской впадине, формирование залежей углеводородов в отложениях неокома не может быть обусловлено поступлением флюидов из подсолевых юрских отложений.
По данным Э. А. Бакирова и 3. А. Табасаранского [34] давление насыщения газом готеривского водоносного горизонта в зоне крупных газовых залежей Мургабской области (Байрамали, Шарапли, Шатлык и др.) соизмеримо с пластовым давлением, что исключает вторичную природу этих залежей.
Гидродинамические построения Д. А. Джапгирьянца, Л. И. Морозова и других исследователей [56] подтверждают разобщенность палеогеновых, меловых и юрских водоносных комплексов в пределах Южно-Мангышлакской области. Юрские отложения здесь содержат высокоминерализованные воды (140—180 г/л) хлоркальциевого типа. Карты гидроизопьез, составленные упомянутыми исследователями для отдельных горизонтов юрской проницаемой толщи, показывают направление движения вод из центра прогиба в сторону Горного Мангышлака. Меловые отложения характеризуются водами сульфатно-натриевого типа с низкой минерализацией (до 18 г/л), воды движутся в направлении, противоположном юрскому потоку: от Горного Мангышлака в сторону Каспийского моря. Палеогеновый водоносный комплекс по гидродинамическим особенностям близок меловому.
Гидрогеологическая разобщенность юрских, меловых и палеогеновых отложений установлена также для территории Устюртской синеклизы.
В юрском комплексе здесь присутствуют воды хлоркальциевого типа с общей минерализацией 120—170 г/л, с растворенным метановым газом, упругость которого нарастает к центру котловины. Воды альб-сеномамского и сантонского горизонтов относятся к гидрокарбонатно-натриевому типу, причем их минерализация снижается вниз по разрезу (2,0—7,5 г/л в сантоне и 0,3—2,5 г/л — в апте — альбе). В составе растворенного газа преобладает азот (до 98%). Только в днищах впадин несколько увеличивается содержание метана — до 15% [120]. Непосредственно над промытыми меловыми отложениями, в эоценовых песках Приаралья и Северо-Западного Устюрта вновь распространены воды хлоркальциевого типа с минерализацией от 19 до 117 г/л [44].
В эоценовых осадках прибрежно-морского генезиса, на глубинах 300—400 м, открыты залежи газа. Покрышкой эоценового продуктивного горизонта служат глины чеганской свиты (верхний эоцен — нижний олигоцен). Газ имеет преимущественно метановый состав (95—97%), содержание тяжелых углеводородов не превышает 1,6%, азота — 2,6—2,8%, упругость газа приближается к 35—50 кгс/см2 вблизи залежей, дефицит упругости за контурами скоплений равен 20—25%. Возраст вод в эоценовом горизонте, определенный по гелий-аргоновому методу, оценивается в 20—25 млн. лет, возраст вод альб-сеноманских отложений составляет 0,8 млн. лет [43, 121].
Углерод эоценового газа Базайского месторождения обогащен легким изотопом (δС13 = — 6,9÷—7,6%).
Глины и алевриты вмещающей толщи битуминозны, битум кислый, сингенетичный, что указывает па раннюю стадию преобразования органического вещества. Подстилающие верхнемеловые и покрывающие олигоцен-миоценовые осадки бедны органическим веществом [121J.
Приведенные данные не могут вызывать сомнений в том, что эоценовый газ продуцировался во вмещающих осадках, в зонах кон-седиментационных депрессий Устюртской синеклизы.
Битум миологические исследования осадочных пород Бухаро-Хивинской области дают основание для выделения в качестве нефтепроизводящих свит терригенной толщи средней юры, карбонатных и терригенно-карбонатных образований келловея — Оксфорда и терригенно-глаукоиитовой формации альба—сеномана [55].
Относительно нефтегазопродуцирующих свойств неоком-нижнеаптского комплекса существуют расхождения во мнениях между отдельными специалистами.
И. С. Старобинец [123], И. С. Старобинец, И. Д. Чапала [124], В. Я. Соколов, С. П. Вальбе, А. И. Ольховский [117], А. К, Каримов [55] считают неокомские отложения нефтегазопроизводящими. И. М. Алиев [4], А. Г. Бабаев [12] пришли к выводу о том, что неокомские толщи Амударьинской и Мургабской впадин по содержанию органического вещества и по его составу могут быть газоматеринскими. М. Т, Аванесян и И. М. Алиев [1] отмечают, что продуктивные горизонты неокома Юго-Восточной Туркмении имеют прибрежно-морское происхождение; они охарактеризованы фауной пелеципод, морских ежей, мшанок, фораминифер и накапливались в обстановке, благоприятной для захоронения органического вещества. Последующее погружение этих толщ на значительную глубину привело к генерации углеводородных газов и их скоплению в залежах.
Объективным показателем независимости того или иного комплекса может служить характер изменения состава и свойств нефтей, газов и конденсатов по падению или восстанию продуктивных горизонтов.
М. С, Бурштар и А. Д. Бизнигаев [17] выделяют семь зональных и региональных комплексов в Предкавказье: среднемиоцен-плиоценовый, олигоцен-нижнемиоценовый (майкопский), палеоцен-эоценовый, альбский, аптский, неокомский и юрский.
Нефти относительно древних толщ более легкие и парафинистые по сравнению с нефтями молодых комплексов, находящихся на тех же глубинах. Так, например, плотность нефти майкопской свиты в Западно-Кубанском прогибе на глубинах 1000—1500 м 0,837—0,873 г/см3, содержание в ней смол 14—30%, парафина 3—4%. Нефть среднемиоценового комплекса на той же глубине более тяжелая и смолистая (плотность 0,893—0,937 г/см3, содержание смол 26—49%, парафина 1,2— 8,2 %).
В Прикумской зоне обнаружено существенное отличие нефтей альбеких отложений (горизонты I—IV) от нефтей аптских и неокомских пластов. Отсутствует также гидрогеологическая связь альбеких проницаемых горизонтов с ниже- и вышележащими образованиями.
О преимущественно внутрирезервуарной миграции углеводородов в процессе формирования залежей говорит характер изменения состава нефтей барремского яруса в пределах одной зоны по простиранию продуктивных пластов. Так, в направлении от месторождения Колодезного к Зимней Ставке и Озексуату горизонты VIII—IX погружаются на 200 м. Это погружение сопровождается уменьшением плотности от 0,828 до 0,810 г/см3, снижением содержания ароматических углеводородов в легкой фракции от 14 до 8—10% и увеличением количества метана от 42 до 51% [6]. Природные газы хадумского горизонта Ставропольского свода резко отличаются по составу от газов палеоценовых и мезозойских отложений этого же свода, что свидетельствует об образовании первых во вмещающем хадумском комплексе [61].
С. Н. Раджабов и 3. А. Табасаранский [95] показали необоснованность представлений о происхождении залежей нефти и газа в меловых отложениях Амударьинской и Мургабской впадин в результате межрезервуарной миграции из юрского комплекса.
Эти авторы проанализировали более 200 проб газа из мезозойских пластов на содержание в них нормального бутана и его изомеров. Они установили, что величина отношения содержаний нормального бутана и изобутана (бутановый коэффициент) возрастает от более молодых отложений к древним. Обогащенность юрских газов нормальным бутаном, являющимся более миграционно-способным, чем изобутан, исключает вертикальную миграцию газа из юрских в меловые отложения. Кроме того, в самой меловой толще существуют, по крайней мере, два разобщенных нефтегазоносных комплекса — неоком-нижнеаптский и альб-сеноманский, которые являются одновременно и нефтегазопроизводящими. В доказательство этого С. Н. Раджабов и 3. А. Табасаранский приводят данные о резком различии свойств газоконденсатов из альб-сеноманских и неокомских горизонтов на Газлинском месторождении. Конденсаты пластов IX и X (альб — сеноман) тяжелые (плотность 0,824—0,833 г/см3), содержат незначительное количество бензиновых фракций и состоят в основном из нафтеновых углеводородов (до 97% во фракции, выкипающей до 200°С).
Конденсаты неокома (пласт XIII) легкие (плотность 0,775—0,777 г/см3), состоят из бензино-лигроиновых компонентов и характеризуются метано-нафтеновым типом (30—35% метана, 36—42% нафтеновых и 25—30% ароматических углеводородов во фракции, выкипающей до 200°С).
Указанные авторы заключают, что питание углеводородами альб-сеноманских и неоком-нижнеаптских отложений происходило из различных источников, а основным видом перемещения флюидов следует считать латеральную миграцию.
В. С. Саркисян и В. П. Шугрин [ИЗ] выделяют в Амударьинской и Мургабской впадинах четыре разновозрастных осадочных комплекса, генерировавших углеводороды: нижне-среднеюрский, келловей-оксфордский, кимеридж-титонский и неокомский. К такому выводу они пришли, изучая относительное содержание в нефтях и конденсатах этил-бензола и суммы ксилолов. Численные показатели содержания этих ароматических углеводородов в разновозрастных отложениях не одинаковы: в нефтях и конденсатах нижней — средней юры этил-бензол составляет 13%. сумма ксилолов — 87%; в нефтях келловей-оксфордских отложений — соответственно 7 и 93%, а в нефти кимеридж-титонских осадков — 26 и 74%. В неокомских конденсатах Шатлыкского месторождения почти отсутствуют легкие ароматические углеводороды.
Заметные различия параметров нефтей установлены и для разновозрастных комплексов Западно-Сибирского бассейна. По данным В. В. Иванцовой и Г. П. Сверчкова [51], отношение содержаний суммы метано-нафтеновых углеводородов и ароматических (коэффициент К) нефтей из среднеюрских отложений варьирует в пределах 2—14, плотность их составляет 0,82—0,89 г/см3, содержание парафина 2—16%, смол и асфальтенов — 2—15%. Для нефтей из верхневаланжинских горизонтов величина К изменяется от 0,9 до 2,0, плотность их 0,83—0,90 г/см3, содержание парафина 1—4%, смол и асфальтепов — 5—25%. Нефти готерив-барремской толщи имеют следующие характеристики; величина К меняется от 1 до 2,3, плотность 0,81—0,95 г/см3, содержание парафина 1—4%, количество смол и асфальтенов 4—22%.
В. В. Иванцова и Г. П. Сверчков [51] считают, что состав и свойства нефтей различных стратиграфических комплексов изменяются незакономерно, хотя и намечается общая тенденция возрастания плотности и содержания смол и асфальтенов и убывания количества парафинов снизу вверх по разрезу, от более древних к более молодым горизонтам.
Позднее В. В. Иванцова и Г. П. Сверчков [52] указывали, что нефти верхнеюрского пласта Ю-I Ханты-Мансийской впадины разнотипны, и объясняли это генерацией углеводородов из разнофациальных пород юрской системы. В то же время названные исследователи пришли к заключению об однотипности нефтей по всему продуктивному разрезу — от средней юры до баррема — в пределах Сургутского свода. Такое явление связывалось ими с наличием единого (средне-верхнеюрского) источника углеводородов и перетоком нефтей в меловые горизонты по тектоническим нарушениям и трещиноватым зонам в глинистых покрышках.
Несостоятельность подобных утверждений показана в работе И. А. Юркевича, М. Ф. Лобановой и Р, В. Шатковской [146]. Систематизировав результаты анализов более 500 проб нефтей из различных месторождений, пластов и свит, они пришли к выводу о том, что нефти юрской толщи повсеместно и существенно отличаются от нефтей неокома. Последние же обладают заметно различными характеристиками на площадях Сургутского и Нижневартовского сводов. Все это, по мнению упомянутых исследователей, свидетельствует в пользу существования целого ряда регионально и стратиграфически локализованных зон нефтеобразования.
Анализ изменения плотности нефтей по падению продуктивных горизонтов внутри только одного неоком-нижнеаптского комплекса Сургутского района позволяет предполагать наличие трех разобщенных подкомплексов: верхневаланжинского с пластами БС8-10, готеривского с горизонтами БС1-6 и барремского с горизонтами АС4-10. Каждый из подкомплексов характеризуется своей величиной среднего градиента уменьшения плотности с глубиной: для пластов БС8-10 эта величина равна 0,006 г/см3 на 100 м; для горизонтов БС1-6 — 0,026, а для пачки песчаников АС4-10 — 0,004 г/см3 на 100 м [127].
Присутствие нескольких региональных нефтегазогенерирующих толщ в разрезе мезозоя Западно-Сибирской провинции подтверждается результатами изучения изотопов углерода природных газов [53]. Величина δС13 углерода «сухого» сеноманского газа колеблется в пределах —5,9÷—6,78‰.
Валанжинский газ Уренгойского и Новопортовского месторождений «жирный» (С2Н6 — 6,2—4,8%, С3Н8 — 1,7—3,1%, С4Н10 — 0,2—1,05%, С5Н2 — 1,0—0,2%). Величина δС13 варьирует от —4,28 до —4,56‰.
Газы юрского комплекса из залежей Усть-Енисейской области близки к валанжинским, но отличаются от них по изотопному составу углерода: δС13 колеблется в пределах —3,85÷—4,42‰.
Резко пониженное содержание изотопа С13 в углероде сеноманского газа указывает на его близость к болотному метану и свидетельствует об отсутствии связи между апт-сеноманским и более древними комплексами юры и мела.
Таким образом, характер пространственного изменения состава и свойств нефтей, газов и конденсатов в пределах Центральноевразиатской платформы подтверждает существование нескольких самостоятельных нефтегазоносных толщ в разрезе осадочного чехла, свидетельствует о цикличности, многофазности процессов нефтегазообразовання и нефтегазонакопления. Этот важный вывод является справедливым и по отношению к другим седиментационным бассейнам, в частности — к Волго-Уральской провинции [29].