К оглавлению

УДК 553.982.2:061.15:551.733/.741 (470.13)

Геохимическая зональность, динамика и масштабы процессов нефтеобразования в ордовикско-саргаевских отложениях Тимано-Печорской НГП

Е.С. ЛАРСКАЯ, О.П. ЗАГУЛОВА, Э.В. ХРАМОВА (ВНИГНИ)

Исследование геохимической зональности, динамики и масштабов нефтеобразования в пределах Тимано-Печорской НГП в отложениях ордовика - нижнего франа проведено комплексом методов, принятых во ВНИГНИ.

Из указанных пород ведется добыча нефти, они являются перспективными для дальнейших работ. Время их накопления характеризуется унаследованным палеотектоническим развитием, одинаковым уклоном платформы к востоку, наступлением моря с Урала. Ордовикско-силурийская толща представлена морскими глинисто-карбонатными и лагунными соленосными отложениями, а девонские - терригенными и карбонатными толщами со следами вулканической деятельности. Изучение характера геохимической зональности накопления и преобразования ОВ, его типов и распределения, необходимое для выявления нефтегазоматеринских толщ и оконтуривания очагов нефтегазогенерации, показало наличие еще ряда специфических для разновозрастных толщ черт. Принципы выделения и характеристика геохимических зон рассмотрены нами ранее [1]. Здесь отметим лишь, что геохимические фации определялись на основе изучения количества и типов аутигенных минералов в породах с использованием выявленной ранее корреляционной связи между визуальными и аналитическими данными о количественном содержании форм серы и железа в породах.

Отложения всех стратиграфических комплексов исследуемой совокупности в пределах Ижма-Печорской впадины, Лайского, Колвинского, Макариха-Салюкинского и Сорокинского валов входят в состав геохимической зоны, для которой характерно преобладание слабовосстановительных геохимических фаций в разрезе (до 80 % мощности), а восстановительные обстановки встречаются значительно реже (20%). В пределах Косью-Роговской впадины в более глубоководных отложениях (до 40-50 % мощности) возрастает роль восстановительных фаций. На Колвинском мегавалу в образованиях девона, нижнего франа наблюдаются следы вторичного окисления породы, а на Печоро-Кожвинском мегавалу и Среднепечорском поперечном поднятии в 10-40 % разреза обнаружены специфические фации, которые, видимо, связаны с привносом значительного количества разновалентного железа в результате подводной вулканической деятельности (в породах наблюдается совместное нахождение сингенетичного пирита и сидерита).

В ордовикско-среднедевонских отложениях встречается сапропелевое дисперсное и колломорфное ОВ в форме микросгустков, микропрожилок разных размеров, в межзерновом пространстве пород, в равномерной смеси в основной массе породы, в виде микрообрывков водорослей [2], содержание Сорг колеблется в пределах 0,1-1 % (в единичных прослоях до 2,4-3,8 %). Во франских образованиях наряду с сапропелевым встречаются гумусовое ОВ - обломки спор и витринизированные и фюзенизированные водорослевые детритные включения. Концентрация ОВ в слабовосстановительных фациях не превышает 0,3 %, в восстановительных - колеблется от 0,4 до 3,8 %. Для каждой геохимической фации были проанализированы изменения содержания и состава битумов в катагенезе. Было установлено, что они несколько различны в породах ордовика-силура, нижнего-среднего девона и франа, что объясняется изменением состава ОВ в процессе эволюции биосферы

Земли, а также на некоторых участках Косью-Роговской впадины влиянием (в ордовикско-силурийское время) интенсивного теплового потока, связанного с Уральским палеорифтом.

В ордовикско-силурийских отложениях Макариха-Салюкинского вала максимальные значения среднего содержания сингенетичных ХБА (при Сорг 0,5-0,9 % и битумном коэффициенте до 5 %), равные 0,04 %, характерны для подстадии МК3. На Макариха-Салюкинском валу, в Хорейверской и Косью-Роговской впадинах наблюдается уменьшение этих значений до 0,02 % на подстадии МК4, а в Косью-Роговской до 0,004 % на подстадиях AK1-АК2. В отложениях нижнего и среднего девона Печоро-Кожвинского мегавала, вала Сорокина границы зоны с максимальными средними значениями ХБА несколько расширяются, и она включает в себя не только подстадию МК3, но и МК4. В породах франского яруса из-за примеси гумусовых компонентов в составе ОВ нижняя граница зоны максимальных значений ХБА вновь поднимается к подстадии МК3. На Колвинском мегавалу, валу Сорокина, Среднепечорском поперечном поднятии в отложениях подстадии МК4 и MK5 количество ХБА существенно уменьшается.

Различия в катагенных преобразованиях ОВ трех рассматриваемых комплексов прослеживаются и в характере изменения состава ХБА (рассматривается только восстановительная геохимическая фация - оптимальная для нефтеобразования). Концентрация УВ в составе сингенетичных ХБА в ордовикско-силурийских отложениях на подстадиях катагенеза MK1-МК2 составляет в среднем 35 % (метано-нафтеновой фракции, МНФ, 30,2%), на МК4 она достигает максимума - 55 % (МНФ 47 %), т. е. граница максимального содержания УВ и МНФ в ХБА расположена на подстадию катагенеза ниже, чем эта граница для ХБА. На подстадиях от MK5 до АК2 средние количества УВ и МНФ в ХБА снижаются и составляют 36-28 и 32,9-26,6 % соответственно. В нижне-среднедевонских отложениях концентрации УВ и МНФ в ХБА на подстадиях MK1 - MK5 колеблются от 34,9 до 49,3 % (МНФ 23,8-38,7 %), т. е. граница максимальных значений этих параметров также располагается ниже на одну подстадию катагенеза по сравнению с этой границей для ХБА. Во франских отложениях эта картина повторяется (рисунок), на МК1-МК5 содержание УВ снижается от 40,4 до 33 % (МНФ 32,6-28 %) без закономерных их превращений.

Границы изменения количества парафинов и н-алканов в МНФ, УВ и МНФ почти одинаковы по перечисленным выше совокупностям отложений. Так, в ордовикско-силурийских образованиях на МК4 количество парафинов составляет 72,3 %, н-алканов в МНФ 23,5 %, а на МК5 - 51,5 и 14,3 % соответственно, т. е. зона максимума содержания парафинов и н-алканов находится ниже на одну градацию катагенеза, чем такая же зона для ХБА. В нижне-среднедевонских отложениях на MK5 максимальные значения для парафинов 57,8-65,1 % и н-алканов 17,1-8,8 %, а на МК1-МК4 45,8-58,4 и 9,3- 14,7 % соответственно. Во франских отложениях эти показатели составляют 63,1-59,8 и 19,7-14,2% на МК1-МК4 и 51 % (парафины, для н-алканов нет данных) на МК5, т. е. по отношению к зонам с максимальными значениями ХБА идет отставание этих значений для парафинов и н-алканов.

Среди нафтенов во всех стратиграфических горизонтах исследуемых отложений в сингенетичных битумах преобладают бициклические структуры (10- 15 %), а среди ароматических УВ - бензольные (38-52 %).

Используя опыт предыдущих исследований и результаты рассмотренной выше динамики изменения битумных показателей, отражающие характер соотношения генерации и эмиграции, для оценки масштабов нефтеобразования приняты следующие коэффициенты эмиграции (Кэм). Для ХБА пород слабо-восстановительных фаций Кэм на всех подстадиях катагенеза принимался за 0,1, для пород восстановительных фаций на МК1 0,2, МК2 0,3, МК3 0,4, МК4 0,5, МК5 0,6 и т. д. Для декальцинированных спиртобензольных битумов (ДСББ) Кэм на всех подстадиях 0,1. Для оценки суммарных масс эмигрировавших битумов была использована следующая формула:  , где S - площадь распространения нефтематеринских отложений, h - мощность пород, d - плотность, ХБАисх принимается за единицу на данной подстадии катагенеза,  , ХБАост определяется аналитически [3]. Полученные количества эмигрировавших флюидов по ХБА (для различных геохимических фаций) и для ДСББ суммировались.

Подсчеты показали, что крупные очаги (более 10 тыс. усл. ед. эмигрировавших нефтяных УВ) генерации нефти в ордовикско-саргаевских отложениях существовали в пределах Косью-Роговской, Ижма-Печорской и Хорейверской впадин и Среднепечорского поперечного поднятия, средние по продуктивности очаги (1-10 тыс. усл. ед.) - на Печоро-Кожвинском и Колвинском мегавалах и валу Сорокина.

Зоны аккумуляции существуют в пределах Ижма-Печорской впадины, на склонах Тиманского кряжа, на Печоро-Кожвинском и Колвинском мегавалах и Макариха-Салюкинском валу. Соотношение массы эмигрировавших битумов (Qэм) и начальных прогнозных ресурсов в различных структурных подэтажах (Qэм/Qак) для ордовикско-нижнедевонских отложений Косью-Роговской впадины, среднедевонско-нижнефранских Среднепечорского поперечного поднятия, силурийских Ижма-Печорской впадины, ордовикско-силурийских Хорейверской впадины составляет 5-10, что свидетельствует о сингенетичном нефтеобразовании. В среднедевонско-нижнефранских отложениях Печоро-Кожвинского мегавала в нижнедевонских отложениях вала Сорокина это отношение колеблется .от 1 до 5 (смешанное нефтеобразование), в среднедевонско-нижнефранских отложениях Ижма-Печорской впадины и Колвинского мегавала оно менее единицы (эпигенетичное нефтеобразование). Очевидно, что в последнем случае нефтяные скопления сформировались за счет либо нефтегазоматеринских пород другого возраста, либо довольно дальней миграции из очагов генерации, расположенных в пределах Хорейверской впадины и Среднепечорского поперечного поднятия.

Сопоставление углеводородного состава сингенетичных, смешанных и миграционных битумов, в том числе в продуктивных толщах, показало, что от сингенетичных битумов восстановительных фаций к миграционным происходит постепенное увеличение концентраций УВ, МНФ и ароматической фракции, доли парафинов в МНФ, т. е. их состав «облагораживается». В миграционных битумах малых концентраций (менее 0,01 %) в нижнесилурийских отложениях Макариха-Салюкинского вала, напротив, наблюдается уменьшение количества УВ из-за потери легких н-алканов при миграционной дифференциации битумов, транзитных явлениях в неблагоприятных для аккумуляции участках, окислении водой в карбонатно-сульфатных коллекторах.

В нефтях содержание МНФ составляет до 65 %, парафинов - до 60 %, преобладают моно-, бициклические нафтены, а в ароматической фракции - моноциклические, характерна наибольшая концентрация алкилбензолов, в меньшем количестве, чем в битумах, содержатся бензтиофеновые соединения [4].

Из сказанного следует, что ордовикско-франские отложения представляют собой самостоятельный, в достаточной степени изолированный сингенетично-нефтегазоносный комплекс. В его пределах наблюдаются латерально-вертикальное перемещение нефтегазовых флюидов, в результате происходит частичное формирование нефтяных скоплений в среднедевонско-нижнефранских отложениях Ижма-Печорской впадины, Печоро-Кожвинского и Колвинского мегавалов и полное в ордовикско-силурийских отложениях Хорейверской впадины, ордовикско-нижнедевонских Косью-Роговской и среднедевонско-нижнефранских Среднепечорского поперечного поднятия, с которыми (при наличии структурных условий) связываются перспективы нефтегазоносности.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1.      Загулова О.П., Храмова Э.В. Специфика состава битумов и углеводородов в верхнепротерозойских толщах Русской плиты.- Труды ВНИГНИ. М., вып. 240, 1982, с. 83-94.

2.      Ларская Е.С. Исследование рассеянного органического вещества в шлифах.- Геология нефти и газа, 1975, № 4, с. 34-42.

3.      Органическая геохимия палеозоя и допалеозоя Сибирской платформы и прогноз нефтегазоносности / Под ред. К.К. Макарова и Т.К. Баженовой. Л., Недра, 1981.

4.      Храмова Э.В. Специфика преобразования углеводородных компонентов битумоидов и нефтей в глубокопогруженных палеозойских отложениях Тимано-Печорской провинции. Тезисы докл. на V Всесоюзном семинаре «Нефтеобразование на больших глубинах». М., изд-во МГУ, 1986, с. 100-101.

 

Рисунок

Графики изменения содержания (%) ХБА (а) и УВ в ХБА (б) в катагенезе:

ХБА из отложений: 1 - ордовика, силура; 2 - нижнего и среднего девона; 3 - нижнего франа; 4 - линия, ограничивающая значения Сорг = 0,3-2,0 %, = 0,1-5.0 %