Organic matter in Oligocene Maikop Sequence of the North Caucasus

Saint-Germes, M.; Баженова, О.И.; Baudin, François; Zaporozhets, N. I.; Фадеева, Н. П.

doi:10.1007/bf02788284

Cited by 11 publications

(5 citation statements)

References 22 publications

Supporting

Mentioning

Contrasting

Unclassified

Order By: Relevance

“…Сен-Жермес и др. [11,23,26] был проведен анализ Rock-Eval майкопских отложений из разреза по р. Белая. Результаты исследований свидетельствуют о том, что наиболее значительный нефтегенерационный потенциал имеют надостракодовые слои нижнего майкопа.…”

Section: т а б л и ц а 1 соотношение между с орг и генерационным поunclassified

Hydrocarbon Potential of the Maikop Series

Mykhailov¹

2018

VKNUGEOL

View full text Add to dashboard Cite

Киевский национальный университет имени Тараса Шевченко УНИ "Институт геологии", ул. Васильковская, 90, г. Киев, 03022, Украина НЕФТЕГАЗОГЕНЕРАЦИОННЫЙ ПОТЕНЦИАЛ МАЙКОПСКОЙ СЕРИИ (Рекомендовано членом редакційної колегії д-ром геол. наук, проф. О.М. Карпенком) Исследования майкопской серии южного обрамления Восточно-Европейской платформы выявили ее резкую неоднородность относительно концентрации ОВ и других газовых компонентов. Установлено, что олигоцен-ранний миоцен-глобальная эпоха углеродного накопления. Формирование высокоуглеродистых толщ этого уровня связано с аноксидными условиями сероводородного заражения водных толщ. Как правило, для майкопских отложений характерна высокая степень битумизации. Считается, что нижнемайкопские (олигоценовые) отложения в Западно-Черноморском бассейне находятся на градации МК 4-АК 1 , в Туапсинском, Сорокинском и Гурийском прогибах-МК 3 (главная зона нефтеобразования-ГЗН), верхнемайкопские (нижний миоцен) в восточной части Черного моря-на градации МК 1 , а в прогибах Туапсинском, Сорокина, на валу Шатского не достигли ГЗН. На суше повышенный нефтематеринский потенциал имеют отложения нижнего майкопа (хадумская свита Северного Предкавказья, породы Керченско-Таманского и Западно-Кубанского прогибов), а на Керченском полуострове и в Сочинско-Адлерской депрессии отложения майкопа расположены на градации катагенеза ПК-начало МК 1 , то есть на стадии дозревания, когда массовая генерация жидких углеводородов (УВ) еще не начиналась. В Черноморско-Крымском регионе майкопская серия представлена мощной толщей глин и аргиллитов с прослоями алевролитов и песчаников, обогащенных органическим веществом (от 0,69 до 10,23%), С орг. (2,20-16,70%). К ней приурочены многочисленные месторождения углеводородов. Однако степень термического преобразования пород крайне низка: степень отражательной способности витринита практически повсеместно не превышает 0,36-0,60 (протокатагенез), только в редких случаях достигая 0,84-1,64. Таким образом, ОВ майкопской серии, как правило, является незрелым, имеет относительно небольшие температуры пиролиза (418-423°С), что свидетельствует о неглубоком погружении вмещающих пород (до 1,5-2,0 км), тогда как ГЗН размещается на глубинах 3-6 км. Таким образом, породы майкопской серии в интервале глубин до 2-3 тыс. м, как правило, являются термально незрелыми и не могут рассматриваться как перспективный объект для поисков сланцевой нефти. В то же время на глубинах более 2-3 тыс. м степень термальной зрелости пород растет и при обогащенности органическим веществом они могут рассматриваться как перспективные объекты для поисков сланцевой нефти. Ключевые слова: майкопская серия, нефтегазогенерационный потенциал, геолого-геохимическая характеристика.

show abstract

Section: т а б л и ц а 1 соотношение между с орг и генерационным поunclassified

Hydrocarbon Potential of the Maikop Series

Mykhailov¹

2018

VKNUGEOL

View full text Add to dashboard Cite

show abstract

“…Uplift and unroofing of the Greater Caucasus mountains has exposed Cenozoic source rock sections in onshore areas towards the basin margins. Studies of these exposed sections in eastern Azerbaijan have indicated a significant degree of both geographic and stratigraphic variation in the source rock potential and environment of deposition of organic-rich mudstones (Saint-Germes et al, 2000;Hudson et al, 2008;Johnson et al, 2010;Hudson et al, 2016). The absence of clear intervals of consistently high total organic carbon (TOC) and hydrogen index (HI) that can be correlated from location to location has led some authors to consider whether the Maikop Formation deposited in the eastern Paratethys, and encountered in outcrop studies, can generate the discovered volumes of petroleum in the South Caspian Basin (Sachsenhofer et al, 2017a).…”

Section: Introductionmentioning

confidence: 99%

Diamondoids and Basin Modelling Reveal One of the World's Deepest Petroleum Systems, South Caspian Basin, Azerbaijan

Goodwin

Abdullayev²,

Javadova³

et al. 2020

Journal of Petroleum Geology

View full text Add to dashboard Cite

The South Caspian Basin has been one of the world's most prolific petroleum provinces since the 19th Century. However, despite the large number of discovered petroleum accumulations, the source rock sequence has not been penetrated by the drill in the offshore basin and is therefore poorly defined. In this paper, geochemistry together with broad estimates of in‐place volumes of petroleum fluids, onshore outcrop data and basin modelling have been used to place constraints on the source rock description. Diamondoids, the most thermally stable group of hydrocarbons, have been measured in a suite of liquid petroleum samples from Pliocene fluvio‐deltaic sandstone reservoirs at the Shah Deniz gas‐condensate field and the Azeri‐Chirag‐Gunashli oil field, offshore Azerbaijan. Samples from both fields exhibit elevated concentrations of diamondoids and C29 steranes, indicating a mixture of thermally cracked and non‐cracked petroleum. We use diamondoid concentrations to estimate that 4.8 B brl of oil may have been cracked to 12 Tcf of gas below the Shah Deniz reservoirs. Source rock properties from the outcropping Oligocene – Miocene Maikop and Diatom Formations have been used to model source rock maturation. The results indicate that pre‐cracking volumes of petroleum could be explained reasonably by the presence of source rock intervals in the offshore that are of similar richness but increased thickness compared to measured onshore outcrops. Relatively high diamondoid concentrations in Shah Deniz condensate (up to 160 ppm 3‐ + 4‐methyldiamantanes) are in agreement with gas isotope compositions (δ13C1 – δ13C3) with respect to thermal maturity. Both parameters indicate the presence of source rock that is at a high level of thermal maturity at a vitrinite reflectance equivalent (VRE) of ca. 1.5–2.0% Ro. Given the low geothermal gradients in the South Caspian Basin (16 – 17°C/km at Shah Deniz) and the relatively high temperatures required for maturation due to rapid, relatively recent burial and heating, the source rock must be buried to depths in excess of 13 km in the Shah Deniz drainage area. In the absence of any evidence of a working Mesozoic petroleum system in the South Caspian Basin, this depth of burial highlights the significant thickness of Paleogene sediments in the offshore basin. Of prolific petroleum‐producing basins, only in the deep‐water Gulf of Mexico are actively‐generating source rocks buried to similar depths.

show abstract

“…The Kuma Formation is much smaller in stratigraphic thickness and regional volume compared to the Maikop Group, and remains less studied. Despite its relatively low hydrocarbon potential (Saint-Germes et al, 2000;Johnson et al, 2010;Sachsenhofer et al, 2017), the Oligo-Miocene Maikop Group is considered one of the most important source rocks in the former Paratethys (Guliyev et al, 2001;Hudson et al, 2008;Sachsenhofer and Schulz, 2006). In the Belaya section, the TOC content of the Maikop Group is around 1% https://doi.org/10.1016/j.palaeo.2019.109395 Received 5 March 2019; Received in revised form 1 October 2019; Accepted 1 October 2019 (Sachsenhofer et al, 2018).…”

Section: Introductionmentioning

confidence: 99%