К оглавлению журнала

 

УДК 550.4:552.578.2

© Коллектив авторов, 1996

ГЕОХИМИЧЕСКАЯ ОЦЕНКА ПЕРСПЕКТИВ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ДЕВОНСКОГО ТЕРРИГЕННОГО КОМПЛЕКСА БУЗУЛУКСКОЙ ВПАДИНЫ

Т.Л. Виноградова, В.А. Чахмахчев, З.Г. Агафонова, Т.И. Гордадзе, З.П. Кукушкина (ИГиРГИ)

Распространенные в Бузулукской впадине отложения девонского (эйфель-живетского и нижнефранского) терри-генного комплекса являются перспективным объектом нефтегазопоисковых работ. Открытые в данном комплексе залежи УВ размещаются на глубине 3,2-5,4 км и приурочены к бийско-афонинским (пласты ДV), воробьевским (пласты ДIV), ардатовским (пласты ДIII) и пашийским (пласты Д0, ДI) терригенно-карбонатным коллекторам.

Бузулукская впадина занимает значительную часть платформенной территории юга Урало-Поволжья. В ее пределах палеозойские отложения погружаются в сторону Прикаспийской впадины, а глубина поверхности докембрийского фундамента опускается в том же направлении от 3,5 до 5-7 км. Девонский терригенный комплекс пород мощностью ~ 500 м слагает основание осадочного чехла впадины. Он сильно дислоцирован разломами сбросового типа. Субширотные нарушения характеризуются значительной протяженностью (до 50 км и более) при амплитуде смещения от 25 до 500 м.

Дизъюнктивные дислокации впадины образуют ступенчатый каркас, включающий три крупных субширотных геоструктурных элемента (с севера на юг): Камелик-Чаганскую зону поднятий, Рубежинский прогиб и зону блоковых поднятий [2].

Эти субширотные геоструктурные элементы рассечены протяженными субмеридиональными разломами [2], образующими четыре блока Западный (Вишневский), Зайкинско-Росташинский, Центральный (Ливкинско-Царевский) и Восточный (Лебяжинско-Акьярский).

Проведенные исследования предпринимались для решения следующих задач:

В процессе решения поставленных задач химико-битуминологическими методами исследовано более 190 образцов пород с определением содержания органического углерода (Сорг), количества хлороформенного (ХБ) и петролейно-эфирного (ПЭБ) битумоидов. Отдельные образцы пород изучалось методом Рок-Эвал*. Углеводородная часть битумоидов анализировалась методами газожидкостной хроматографии (ГЖХ) и инфракрасной (ИК) спектроскопии.

Терригенный комплекс Бузулукской впадины представлен тремя формациями: эйфельской (банковой), живетской (банково-терригенной) и нижнефранской (банково-терригенной).

Самая нижняя, эйфельская (банковая), формация сложена карбонатными породами. Для нее характерно чередование мощных пачек массивных, детритовых, шламовых, комковато-сгустковатых, криноидных биогермных, темно-серых, в редких случаях черных известняков и брахиоподовых ракушняков. Мощные толщи разделяются отдельными пачками темно-серых аргиллитов, мергелей и глинистых известняков. Фациальный облик эйфельской формации хорошо выражен по всей площади исследуемой территории [1]. С запада на восток прослеживается некоторое увеличение мощности толщи от 180-200 до 270 м.

В известняках эйфельского яруса содержание Сорг варьирует от 0,4 до 1,9 % на фоне средних и повышенных количеств ХБ (0,020-0,123 %) (табл. 1).

На хроматограммах битумоидов известняков максимум распределения УВ охватывает область н-алканов состава н-C15-н-C17. Фитан преобладает над пристаном. Отношение П/Ф составляет 0,58-0,78. Содержание изопреноидных УВ в битумоидах довольно низкое. Битумоид обогащен относительно низкомолекулярными н-алканами. Отношение алканов (н-С15-н-С17) к более тяжелым изомерам (н-С25-н-С27) изменяется от 0,80 до 1,98 (табл. 2). Преобладание н-алканов состава C15-C17 свидетельствует о преимущественно морском водорослевом типе исходного ОВ [3].

По данным ИК-спектроскопии для битумоидов эйфельских известняков типично: присутствие алифатических эфиров (К3 = 0,22-1,80); невысокие значения спектральных коэффициентов (К31), характерных для ароматических эфиров; незначительные содержания ароматических УВ (К4 = 0,12-0,37), наличие длинноцепочечных алканов (Д720 =0,13-0,18). Иными словами, данные ИК-спектроскопии подтверждают выводы о морском водорослевом ОВ с преобладанием его сапропелевой составляющей.

По значению остаточного нефтяного генерационного потенциала S2 эй-фельские известняки, по классификации K. Peters [5], оцениваются за малым исключением как бедные. Общий нефтяной генерационный потенциал РР ОВ низкий (см.табл. 2). По значению остаточного Сорг эти известняки отвечают нефтематеринским породам среднего класса [4].

В эйфельских аргиллитах содержания ОВ изменяются в довольно широких пределах от - 0,7 до 5,4 %. Содержания ХБ средние и повышенные (см. табл. 1). Для УВ-части битумоидов этих пород характерна также доминанта в области н-С15-н-С17. Отмечаются повышенные концентрации легких изопреноидов, а также преобладание фитана над пристаном. Общие характеристики и распределение УВ указывают на морской сапропелевый тип исходного ОВ.

По данным ИК-спектроскопии в битумоидах эйфельских аргиллитов описанные для известняков закономерности сохраняются. Литологические различия пород большого влияния на состав ОВ не оказывают. По значению S2 аргиллиты характеризуются как бедные. На их принадлежность к среднему классу нефтематеринских пород [4] указывают значения РР и Сорг.

Живетская (банково-терригенная) формация представлена органогенными карбонатами и известковистыми аргиллитами, алевролитами и песчаниками. С запада на восток мощность отложений живетского яруса сначала увеличивается с 50 до 167 м, а затем по мере приближения к восточной периферии впадины уменьшается до 74 м. В живетских аргиллитах колебания содержаний ОВ весьма широкие: Сорг меняется от 0,2 до 2,3 %. Количество ХБ варьирует от низкого до повышенного (см. табл. 1). Погружение толщи в центральной части впадины не приводит к значительным изменениям ОВ.

Максимум распределения УВ в битумоидах живетских аргиллитов западной и центральной частей впадины также приходится на область C15-C17. Отмечается присутствие легкой ароматики. В большинстве случаев фитан превалирует над пристаном, а содержание изопреноидов невелико. Легкие н-алканы доминируют над тяжелыми, а величина Sн-(C13-C20) / S н-(С2130) достигает 2,8. По всем показателям сапропелевый фациально-генетический тип ОВ идентичен таковому в эйфельских отложениях.

Нижнефранская (банково-терригенная) формация представлена закономерно чередующимися слоями органогенных известняков, крупно- и мелкозернистых песчаников, алевролитов и аргиллитов. Мощность пород франского яруса увеличивается с запада на восток от 31 до 96 м. В аргиллитах содержания Сорг колеблются от 0,3 до 1,8%, а концентрации ХБ средние и повышенные (см. табл. 1). В УВ-составе битумоидов отмечены низкие значения отношения П/Ф, меняющиеся в интервале 0,6-1,0. Содержание изопреноидных УВ невысокое.

По данным ИК-спектроскопии в нижнефранских аргиллитах возрастание доли ароматических эфиров в группе кислородсодержащих соединений сохраняется. В карбонатах определены те же тенденции роста ароматических эфиров. Кроме того, отмечено увеличение количества алифатических эфиров на фоне повышенных значений ароматических эфиров.

Определение степени термической зрелости ОВ пород и его генерационного потенциала является важным и необходимым этапом изучения нафтидов при прогнозной оценке нефтегазоносности недр. Для решения указанных задач применена методология, основанная на использовании прибора Рок-Эвал [3]. В частности, на рис. 1 представлена графическая зависимость значений водородного индекса HI от максимальной температуры пиролиза Tmах для ОВ пород среднепозднедевонского и каменноугольного (визейского) возраста. Сравнительный анализ графика позволил прийти к следующим выводам.

1. Точки, соответствующие среднедевонским породам (см. рис. 1), располагаются в области Tmах от 445-470 °С. Эта зона отвечает нижней части "нефтяного окна", близкой к переходной зоне начала генерации газоконденсатов. Указанный интервал значений Тmах прослежен во всех тектонических блоках Бузулукской впадины. За малым исключением HI OB пород классифицируется по K. Peters [4] как бедный, в редких случаях - как средний.

2. Породы нижнего франа и визе содержат ОВ с Тmax в интервале 425-445 °С (см. рис. 1). Эти показатели соответствуют зонам начала генерации УВ и верхнего генерационного интервала "нефтяного окна". При этом отмечен низкий HI OB - 60-200 мг УВ/г Cорг.

Выявлена хорошая корреляция между УВ-показателями катагенеза нафтидов и параметром Тmах. На рис. 2 представлен график зависимости степени термической зрелости OB (Ki) от Тmах. Довольно четко прослеживается обратно пропорциональная связь между этими параметрами. Низкие показатели Кi, меняющиеся в весьма узких пределах (0,15-0,25), соответствуют нефти и битумоидам пород D2ef-gv. Более высокие значения Ki связаны с D3f и C1v.

Установлена меньшая степень термической зрелости ОВ пород живетского яруса по сравнению с эйфельским, что и отразилось на показателях Тmах и Ki (см. табл. 2). Эти различия проявляются и в более низкой катагенной превращенности нефти III пласта ардатовского горизонта (Ki = 0,2-0,6; К = S н-(С1320) / Sн-(С2130) = 1,3-2,6) по сравнению с нефтями IV и V пластов воробьевского и афонинского горизонтов (Ki = 0,1-0,2; К = Sн-(С1320) /Sн-(С2130) = 1,4-5,6). Менее зрелыми являются нефть (Ki = 0,50-0,70; К = Sн-(С1320) /Sн-(С2130) = 1,1-1,5) и ОВ пород нижнефранского и визейского ярусов. Показатели Тmax и Кi для их битумоидов колеблются соответственно в пределах 425-445 °С и 0,3-0,6.

ВЫВОДЫ

  1. В пределах Бузулукской впадины по остаточным значениям содержаний Сорг, ХБ и результатам геохимической корреляции УВ-составов нефти и битумоидов известняки, аргиллиты и особенно глинистые карбонаты отнесены к нефтегазопроизводящим.
  2. Отмечаются весьма низкие остаточный и суммарный нефтяные генерационные потенциалы ОВ пород верхнего и особенно среднего девона, что свидетельствует о завершении процессов нефтегазообразования.
  3. В пределах всех блоков установлена высокая степень зрелости ОВ эйфельживетских отложений, отвечающая завершающим стадиям нефтеобразования и началу генерации газовых конденсатов.
  4. В нижнефранских материнских толщах степень созревания ОВ достигла уровня катагенеза, соответствующего интенсивным процессам нефтеобразования верхних интервалов "нефтяного окна".

Для перспективных территорий Камелик-Чаганской зоны, т.е. Центрального и Восточного блоков в эйфель-живетских V и IV пластах, при благоприятных геологических условиях предполагается открытие преимущественно газоконденсатнонефтяных скоплений, особенно в наиболее погруженном Ливкинско-Царевском блоке. В этих же пластах Восточного блока не исключается размещение скоплений высокогазонасыщенной нефти. В коллекторах III пласта ардатовского горизонта в обоих блоках прогнозируется размещение нефтяных залежей. Аналогичная оценка характера продуктивности распространяется и на коллекторские толщи нижнефранского комплекса.

*Анализ пород проводился в лаборатории физических методов исследований ИГиРГИ под руководством М.С. Зонн.

ЛИТЕРАТУРА

  1. Королюк И.К., Щекотова И.А. Банково-терригенная формация северного обрамления Прикаспийской впадины - особый тип нефтегазоносных формаций // Нефтегазоносность недр России: Сб. ИГиРГИ. -М., 1995. -Ч. 1. -С. 38-52.
  2. Меламуд Е.Л. Структурно-тектонические особенности и нефтегазоносность эйфельско-нижнефранских отложений северного обрамления Прикаспийской впадины // Нефтегазоносность недр России: Сб. ИГиРГИ. - М., 1995. - Ч. 1. - 53-69.
  3. Чахмахчев В.А., Зонн М.С., Виноградова Т.Д., Тихомиров В.И. Геохимическая оценка органического вещества методом Рок-Эвал // Нефтегазоносность недр России: Сб. ИГиРГИ. - М., 1995. -Ч. 1. -С. 3-11.
  4. Эспиталье Дж., Дроуэт С., Маркуис Ф. Оценка нефтеносности с помощью прибора Рок-Эвал с компьютером // Геология нефти и газа. -1994. -№ 1.-С. 23-32.
  5. Peters K.E. Guidelines for evaluating petroleum source-rock using programmed pyrolisis // Bull. Amer. Assoc. Petrol. Geol. - 1986. - Vol. 70,№3. -P. 318-329.

ABSTRACT

The article presents new chemical-bituminological data on geochemistry of dispersed organic matter of deposits comprising the Devonian terrigenous complex of Buzuluk depression. These deposits are referred to be oil and gas-generating. Types and maturity degree of dispersed organic matter of Devonian rocks in four tectonic blocks of Buzuluk depression have been determined. Very low residual and total generation potential of organic matter for Upper and especially Middle Devonian rocks evidencing that oil and gas generation processes in Devonian rocks of the region have been already completed are recorded.

Predominantly gascondensate accumulations may be discovered in promising territories of Kamelik-Chagansky zone, i.e. Central and Eastern blocks in Eifelian-Givetian IV and V horizons. The same horizons of Eastern block may probably contain accumulations of highly gas saturated oils. Oil pools distribution is suggested in reservoirs of III formation of Ardatovsky horizon in both blocks. Similar character of productivity may be expected in reservoirs of Lower Frasnian complex.

ТАБЛИЦА 1. ХИМИКО-БИТУМИНОЛОГИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ДЕВОНСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ БУЗУЛУКСКОЙ ВПАДИНЫ, %

Возраст

Порода

Западный (Вишневский) блок

Зайкинско-Росташинский блок

Центральный (Ливкинско-Царевский) блок

Восточный (Лебяжинско-Акъярский) блок

Сорг

ХБ

b

Cорг

ХБ

b

Cорг

ХБ

b

Сорг

ХБ

b

D2ef

Известняки

1,0-1,9/ 1,4

0,12

5,0

0,4-1,2/ 0,8

0,01-0,06/ 0,03

1,4-4,9/ 3,2

0,5-1,9/ 1,2

0,02-0,05/ 0,03

0,8-3,5/ 2,4

0,6-1,2/ 0,9

0,03-0,10/ 0,05

2,8-6,6/ 4,9

Аргиллиты

0,7

0,02

1,8

0,2-2,3/ 0,9

0,02-0,24/ 0,07

4,5-24,0/ 9,3

1,2-5,4/ 3,3

0,04-0,46/ 0,25

2,7-6,8/ 4,7

D2gv

 

0,2-2,0/ 1,1

0,01-0,08/ 0,03

0,8-7,8/ 3,1

0,2-0,8/ 0,3

0,01-0,03/ 0,02

3,6-13,0/ 5,6

1,0-2,3/ 1,7

0,04-0,06/ 0,05

2,1-3,0/ 2,5

0,6-0,8/ 0,7

0,05-0,10/ 0,07

6,6-9,6/8,1

D3f

 

0,8-1,8/ 1,3

0,03-0,08/ 0,05

2,9-3,6/ 3,2

0,3

0,06

19,2

Известняки

0,6-l,6/ 1,1

0,6-1,3/ 0,9

0,02-0,04/ 0,03

2,4-2,6/ 2,5

0,6-0,7/ 0,6

0,02-0,08/ 0,05

2,2-9,7/ 5,9

Примечание. Числитель соответственно минимальное и максимальное значения, знаменатель среднее арифметическое.

ТАБЛИЦА 2. ПИРОЛИТИЧЕСКИЕ И ГЕОХИМИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ БИТУМОИДОВ ДЕВОНСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ БУЗУЛУКСКОЙ ВПАДИНЫ

Возраст

Порода

Тmax, °C

S1, мг УВ/ г породы

S2, мг УВ/ г породы

PI

РР, кг УВ/т породы

н-С15-н-С17 /н-С25-н-С27

Ki=(П +Ф)/ н-С17 +н-С18

П/н-С17

Ф/н-С18

К3= Д1740/Д1460

К31= Д1700/Д1460

К4=Д1600/Д1460

Западный (Вишневский) блок

D2ef

Известняки

450-467/ 456

0,37-0,55/ 0,46

0,79-1,18/ 0,97

0,28-0,37/ 0,32

1,26-1,93/ 1,50

0,60-3,04/ 1,54

0,08-0,29/ 0,15

0,07-0,24/ 0,13

0,07-0,35/ 0,16

0,15-0,69/ 0,44

0,19-0,69/ 0,39

0,09-0,66/ 0,23

 

Аргиллиты

455-456/ 456

1,11

2,40

0,32

3,51

2,34

0,22

0,24

0,17

0,81

0,81

0,69

D2gv

 

443-456/ 449

0,16-0,86/ 0,33

0,33-9,68/ 2,0

0,08-0,41/ 0,23

0,59-10,54/2,41

0,71-2,78/ 1,66

0,09-0,59/ 0,32

0,11-0,60/ 0,30

0,06-0,57/ 0,33

0,12-1,38/ 0,83

0,17-1,08/ 0,68

0,15-0,63/ 0,29

D3f1

••

442-450/ 448

0,18-0,31/ 0,24

0,66-2,03/ 1,34

0,13-0,21/ 0,17

0,84-2,34/ 1,59

0,86-1,48/1,27

0,32-0,52/ 0,44

0,32-0,48/ 0,40

0,31-0,61/ 0,45

0,21-0,50/ 0,40

0,39-0,68/ 0,53

0,24-0,57/ 0,41

Зайкинско-Росташинский блок

D2ef

Известняки

450-464/ 454

0,15-0,94/ 0,50

0,37-4,89/ 2,98

0,14-0,40/ 0,25

0,54-5,66/ 2,23

0,80

0,39

0,30

0,46

1,80

0,37

 

Аргиллиты

454

0,40-3,30/ 1,32

0,64-9,90/ 3,43

0,18-0,43/ 0,32

1,04-13,21/ 4,24

0,35-3,97/ 1,84

0,09-0,33/ 0,22

0,07-0,31/ 0,21

0,06-0,38/ 0,23

0,14-0,79/ 0,51

0-0,84/ 0,25

0,14-0,47/ 0,26

D2gv

"

441-458/ 449

0,11-2,12/ 0,57

0,40-7,21/ 1,84

0,05-0,64/ 0,25

0,87-9,32/2,48

1,31-2,87/ 2,02

0,14-0,40/ 0,25

0,13-0,30/ 0,22

0,14-0,49/ 0,28

0,76-1,30/ 0,67

0,60-0,89/ 0,75

0,21-0,35/ 0,30

D3f1

 

442

0,38

1,22

0,24

1,60

0,47

0,42

0,39

0,45

0,50

0,68

0,24

Центральный (Ливкинско-Царевский) блок

D2ef

Известняки

435-466/457

0,33-1,57/ 0,81

0,32-1,49/ 0,73

0,16-0,50/ 0,35

0,91-2,20/1,52

0,97-2,86/ 1,98

0,18-0,69/ 0,42

0,15-0,55/ 0,33

0,21-0,76/ 0,50

0,26-0,94/ 0,61

0,21-0,50/ 0,23

0,07-0,18/ 0,12

 

Аргиллиты

462

2,78-4,95/ 3,86

0,20-0,40/ 0,30

0,17-0,30/ 0,24

0,23-0,51/ 0,37

0,65-0,71/ 0,68

0-0,56/ 0,23

0,10-0,28/ 0,19

D2gv

 

453-456/ 455

0,36

0,39

0,49

0,75

2,96-7,79/ 5,37

0,21-0,66/ 0,44

0,17-0,67/ 0,42

0,25-0,65/ 0,45

0,18-0,22/ 0,20

0,19-0,26/ 0,22

0,07-0,11/ 0,09

D3f1

Известняки

422

2,53

0,53

0,51

0,54

0,84

0,75

Восточный (Лебяжинско-Акьярский) блок

D2ef

Известняки

453-455/ 454

0,44-2,54/ 1,15

0,26-2,50/ 0,96

0,50-0,63/ 0,58

0,70-3,04/ 1,62

0,95-2,24/ 1,67

0,10-0,22/ 0,17

0,10-0,20/ 0,15

0,10-0,29/ 0,20

0,13-0,56/ 0,22

0,12-0,56/ 0,37

0,09-0,27/ 0,15

 

Аргиллиты

D2gv

 

454

0,16

0,40

0,29

0,56

0,13-0,50/ 0,31

0,13-0,35/ 0,24

0,10-0,29/ 0,20

0,16-0,41/ 0,28

0-0,58/ 0,29

0,19-1,01/ 0,50

0,12-0,14/ 0,13

D3f1

Известняки

434

0,33-2,68/ 1,50

0,33

0,25

0,39

0,36-0,49/ 0,42

0,43-0,49/ 0,46

0,18-0,36/0.27

Примечание. Числитель соответственно минимальное и максимальное значения, знаменатель среднее арифметическое.

Тmax - температура максимального выхода УВ в процессе крекинга керогена; S1 - содержание свободных УВ в породе; S2 - остаточный нефтяной потенциал; PI - -S1/(S1 + S2) - индекс продуктивности; РР = S1 + S2 - общий нефтяной генерационный потенциал. Спектральные коэффициенты битумоидов (соотношения оптических плотностей в максимумах исследуемой и реперной полос): К3 = Д1740/Д1460 ~ относительное содержание групп С = О алифатических эфиров к сумме СН2 + СН3 групп цикланов и алканов; К31 = Д1700/Д1460 - относительное содержание групп С = О ароматических эфиров кетонов и кислот к сумме СН2 + СН3 групп цикланов и алканов; К3 = Д1600/Д1460 -отношение суммарного содержания аренов в образце к сумме СН2 + СН3 групп цикла нов и алканов.

Рис.1. ГРАФИК ЗАВИСИМОСТИ HI от Тmax ДЛЯ ПАЛЕОЗОЙСКИХ ПОРОД БУЗУЛУКСКОЙ ВПАДИНЫ

Породы: 1 - нижнефранские и визейские, 2 - эйфель-живетские; 3 - линии, разделяющие фациально-гене-тические типы исходного ОВ; 4 - изолинии значений отражательной способности витринита, %

Рис.2. ГРАФИК ЗАВИСИМОСТИ СТЕПЕНИ ТЕРМИЧЕСКОЙ ЗРЕЛОСТИ ОВ Ki от Tmax ПИРОЛИЗА КЕРОГЕНА ПАЛЕОЗОЙСКИХ ПОРОД БУЗУЛУКСКОЙ ВПАДИНЫ

Породы: 1 - эйфель-живетские; 2 - нижнефранские 3 - визейские