CC BY
146
УДК 553.98(470.4/.5)
Н.П. Фадеева1, Е.В. Козлова2, Е.Н. Полудеткина3, Т.А. Шарданова4, Н.В. Пронина5, А.В. Ступакова6, Г.А. Калмыков7, А.Н. Хомяк8
ГЕНЕРАЦИОННЫЙ ПОТЕНЦИАЛ ПОРОД ДОМАНИКОВОЙ ФОРМАЦИИ ВОЛГО-УРАЛЬСКОГО НЕФТЕГАЗОНОСНОГО БАССЕЙНА
Рассмотрены факторы, влияющие на формирование генерационного потенциала и его реализацию в отложениях карбонатного девона (доманиковая формация) Волго-Уральского нефтегазоносного бассейна. Породы этой формации обладают высоким генерационным потенциалом, способным обеспечить формирование крупных месторождений нефти и газа. Специфика высокоуглеродистой толщи заключается в отсутствии коллекторских горизонтов.
Ключевые слова: доманиковая формация, депрессионные впадины, генерационный потенциал, кероген, углеводороды.
In article the factors influencing origin of oil-generation potential and its realization in Devonian carbonate rocks (the Domanic Formation) of the Volga-Ural Petroleum Province are discussed. Deposits of this Formation show the high generation potential capable to form of large-scale oil and gas fields. Absence of reservoir is the specific characteristic of high-carbonaceous deposits.
Keywords: the Domanic Formation, depressions, oil-generation potential, kerogen, hydrocarbons.
Введение. Генерационный (генетический) потенциал породы — количество углеводородов (УВ), которое порода может образовать в течение всего литогенеза или на его стадии, зависит от типа органического вещества (ОВ, или кероген), его содержания в породе, мощности и площади распространения нефтематеринских пород в бассейне, а его реализация — от уровня катагенетической преобразованности. Данные, полученные при изучении нефтематеринских свойств, используются при расчете количества генерированных УВ, а с учетом миграционных потерь — прогнозных ресурсов. Сопоставление этих данных с геологическими запасами позволяет выявить скрытые резервы нефтегазоносного бассейна, в том числе в старых районах, в которых запасы пошли на убыль.
Волго-Уральский нефтегазоносный бассейн (НГБ) — старейший нефтедобывающий регион нашей страны. Однако большинство крупных
месторождений практически выработано, и прирост запасов осуществляется за счет разработки и ввода в эксплуатацию мелких месторождений. Вместе с тем в осадочном разрезе присутствуют породы, обогащенные ОВ сапропелевого типа, или с незначительной примесью гумусового и/ или зоогенного материала, которые можно рассматривать как нетрадиционные источники УВ («синтетическая нефть» и «трудноизвлекаемые запасы» (ТРИЗ), объединенные понятием «сланцевая нефть»). К нефти, которая может быть получена из керогена, применим термин «синтетическая нефть» (shale oil, black shale), его можно сопоставить с термином «нереализованный потенциал» ОВ. К ТРИЗ относятся УВ, содержащиеся в низкопористых и низкопроницаемых коллекторах, нефтегазоматеринских породах, обогащенных ОВ, а также в горючих сланцах, углях, битуминозных песках, газогидратах, высоковязкой нефти и при-
1 Московский государственный университет имени М.В. Ломоносова, геологический факультет, кафедра геологии и геохимии горючих ископаемых, вед. науч. с., канд. геол.-минерал. н.; e-mail: [email protected]
2 Московский государственный университет имени М.В. Ломоносова, геологический факультет, кафедра геологии и геохимии горючих ископаемых, вед. науч. с., канд. геол.-минерал. н.; e-mail: [email protected]
3 Московский государственный университет имени М.В. Ломоносова, геологический факультет, кафедра геологии и геохимии горючих ископаемых, вед. науч. с., канд. геол.-минерал. н.; e-mail: [email protected]
4 Московский государственный университет имени М.В. Ломоносова, геологический факультет, кафедра литологии и морской геологии, доцент; e-mail: [email protected]
5 Московский государственный университет имени М.В. Ломоносова, геологический факультет, кафедра геологии и геохимии горючих ископаемых, доцент; e-mail: [email protected]
6 Московский государственный университет имени М.В. Ломоносова, геологический факультет, кафедра геологии и геохимии горючих ископаемых, профессор, докт. геол.-минерал. н.; e-mail: [email protected]
7 Московский государственный университет имени М.В. Ломоносова, геологический факультет, кафедра геологии и геохимии горючих ископаемых, доцент; e-mail: [email protected]
8 Московский государственный университет имени М.В. Ломоносова, геологический факультет, кафедра литологии и морской геологии, аспирант; e-mail: [email protected]
родном битуме, именно с этими УВ (tight oil, gas) связана так называемая сланцевая революция.
Разработка таких скоплений требует новых технологий, включающих многоступенчатые гидроразрывы, физические, химические, термические и биологические методы, позволяющие увеличить извлечение УВ. Генетически эти УВ обязаны своим происхождением ОВ, достигшему условий главных зон нефте- и газообразования (ГЗН и ГЗГ), принципиально они не отличаются от УВ, находящихся в традиционных скоплениях.
УВ, образующие нетрадиционные скопления, можно рассматривать как непрерывную нефтегазовую систему [Прищепа и др., 2013, с. 223] или единую неструктурную залежь углеводородов [Кирюхина и др., 2013, с. 86]. От традиционных скоплений УВ в коллекторах она отличается тем, что присутствует (иногда в очень большом количестве) в породах с низкими пористостью и проницаемостью, а также отсутствием структурного и стратиграфического контроля их распространения, четких водонефтяных контактов и локализации их в отдельные скопления (УВ «размазаны» по породе) и др., что обусловливает низкий коэффициент извлечения УВ.
К таким толщам на территории ВосточноЕвропейской платформы относится карбонатный верхнедевонский—нижнекаменноугольный комплекс; отложения этого возраста соответствуют одному из максимумов нефтегазообразования в истории Земли — они содержат около 6% мировых запасов нефти [Вышемирский и др., 1999]. В некоторых районах Восточно-Европейской платформы породы, обогащенные ОВ, встречаются в основании живетского яруса (инфрадоманик), но, как правило, они приурочены к доманиковому горизонту на востоке Восточно-Европейской платформы (Волго-Уральский и Тимано-Печорские нефтегазоносные бассейны), на западе и юге платформы — в Припятском и Днепрово-Донецком бассейнах. Возрастные аналоги этих сланцев встречаются на крайнем северо-востоке России, севере Вьетнама, в Шотландии, в северной части Бразилии, наиболее широкое развитие они получили на территории Северной Америки (США и Канада).
Если для образования газов сланцевых УВ достаточно содержания ОВ не менее 1% [Высоцкий, 2010], то для жидких УВ требуется более высокая концентрация ОВ. К этой категории относятся до-маникиты — темноцветные битуминозные породы глинистого, глинисто-кремнисто-карбонатного состава с концентрацией Сорг (ТОС, total organic carbon) 2,5—40 масс.% [Вассоевич и др., 1972]. В зависимости от исходного состава (сапропелевое и/или гумусово-сапропелевое) и степени преобра-зованности (диагенез—метаморфизм) эти породы называют черными, углистыми, углеродистыми, битуминозными, горючими, нефтегазоносными слан-
цами. По мнению С.Г. Неручева, «...большая часть различий, обусловивших их разное наименование и различное использование, обязана значительным вторичным изменениям, происходящим при прогрессивном литогенезе. существенных генетических различий между ними почти не остается, вне зависимости от того, образовались они в архее, протерозое, фанерозое или даже в современную эпоху; они весьма сходны не только в разновозрастных отложениях, но и в самых различных районах мира, на платформах и в геосинклиналях» [Неручев, 2007, с. 37].
Доманиковая формация в Волго-Уральском НГБ включает среднефранские саргаевский и семилукский горизонты и доманикоидные верх-нефранские отложения фаменского и турнейского ярусов. С ней связаны многочисленные нефте-проявления, однако месторождений немного, что обусловлено в первую очередь отсутствием коллекторов. Залежи, как правило, приурочены к зонам трещиноватости внутри этих отложений, характеризующихся низкой пористостью и проницаемостью. Кроме того, насыщенность пород ОВ препятствует десорбции и эмиграции УВ, так как нерастворимая часть керогена служит молекулярным ситом, задерживающим УВ в керогене. Немаловажные факторы — латеральное и вертикальное распределение ОВ в породах и его трансформация на разных стадиях литогенеза, что предопределяет возникновение участков вторичной пористости и трещиноватости, которые могут служить путями миграции УВ [Юсупова и др., 2007]. Ресурсы, рассчитанные методом сравнительных геологических аналогий и выполненные коллективом авторов [Зайдельсон и др., 1990], показали, что ~30% от начальных потенциальных ресурсов содержится в залежах, а остальное — в нефтематеринской толще доманиковой формации.
Изучению нефтематеринских свойств пород доманиковой формации посвящено множество работ. Наши исследования на основе материалов, полученных при бурении новых скважин, а также детальное изучение литологического состава пород и строения разреза, геохимические исследования ОВ с использованием методов химико-битуминологических, пиролиза, газохроматогра-фиии и масс-спектрометрии, углепетрографии, дополняют и уточняют характеристику нефтеге-нерационного потенциала отложений, условия его накопления, а также позволяют обосновать наиболее перспективные участки.
Формирование доманиковых осадков протекало в обширной некомпенсированной впадине семилукского возраста ф3&2), унаследованной от саргаевского времени и охватывавшей практически всю территорию Волго-Уральского бассейна. С мендымского времени (поздний фран) и до конца турнейского века накопление доманико-идной формации сконцентрировалось в прогибах
Рис. 1. Расположение изученных скважин в Волго-Уральском бассейне: 1 — изученные скважины; 2 — месторождения углеводородов; 3—4 — Камско-Кинельская система прогибов (3 — границы верхнедевонских бортов, 4 — осевая зона прогибов)
Камско-Кинельской системы, наложенных на структуры Волго-Уральского бассейна [Мкртчян, 1977] (рис. 1). Большинство изученных нами скважин приурочено к прогибам этой системы — Актаныш-Чишминскому на севере и Муханово-Ероховскому на юге.
Содержание ОВ (в пересчете на Сорг) в породах доманиковой формации изменяется в очень широких пределах — от десятых долей процента до 50 масс.%. Такой большой диапазон обусловлен условиями накопления и сохранности ОВ, а при погружении пород — степенью катагене-тической преобразованности.
Трансгрессивно-регрессивный разрез доманиковой формации в пределах Актаныш-Чишмин-ского и Муханово-Ероховского прогибов характеризуется сменой обстановок накопления — от тиховодного залива в позднесар-гаевское время до карбонатной платформы, склонов и депресси-онной части впадины морского бассейна, сменяющихся фациями склоновыми и карбонатной платформы семилукско-фаменского
Рис. 2. Распределение ОВ в породах доманиковой формации: 1—4 — содержание Сорг в горизонтах доманиковой формации, масс.%: 1 — остаточное, 2 — исходное
времени; это отражено в литологических типах пород, их нефтематеринских свойствах и генерационном потенциале отложений.
Изучение распределения ОВ по горизонтам показало, что самые высокие значения средневзвешенной концентрации Сорг, как остаточной (современная, определяемая аналитически), так и исходной (до начала катагенеза), характерны для доманикового горизонта (7 и 9 масс.% соответственно), а самые низкие (0,8 и 2,6 масс.%) — установлены в саргаевском горизонте (рис. 2). В каждом горизонте присутствуют породы как с низким (ТОС <0,5 масс.%), так и очень высоким содержанием ОВ (ТОС до 48—50 масс.%), что отражает разные фациальные обстановки накопления ОВ. Собственно нефтематематеринские породы с исходной концентрацией ОВ свыше 2,5—5 масс.% охватывают более 80% толщины семилукско-фаменского разреза. В саргаевском горизонте породы, обогащенные ОВ, составляют только 1/3 разреза и приурочены к верхней его части, отвечающей наиболее глубоководным фациям саргаевского бассейна. Уточнение нижней концентрационной границы Сорг (2—2,5 масс.%) показало, что именно с этого уровня обогащения тип керогена не изменяется при увеличении или снижении его содержания в породе. Эта связь
Рис. 3. Связь значений водородного индекса (Н1) и содержания ОВ (Сорг, %) в исследованных породах Актаныш-Чишминского (а) и Муханово-Ероховского (б) прогибов: 1 — субдоманикоиды (0,1+0,5), 2 — доманикоиды (0,5+5), 3 — доманикиты (5+25), 4 — сапропелиты (25+100), 5 — доманиковая формация (без разделения)
устойчиво проявляется в обоих прогибах, где породы находятся в разных катагенетических условиях (рис. 3, приведены современные значения ТОС).
Из этого следует, что содержание ОВ и генерационный потенциал пород определяются окислительно-восстановительным режимом, гидродинамикой бассейна, морфологией впадины и катагенезом, который приводит к уменьшению этих параметров.
Комплексное изучение ОВ показало, что в породах доманиковой формации распространен в основном кероген II типа, реже II/III. Значение водородного индекса (HI=S2-100/TÜC), отве-
чающего за потенциал ОВ, для нефтематеринских пород доманиковой формации высокое (402 мг УВ/г ТОС), причем это остаточный потенциал, а исходный, восстановленный по тренду кривых типов керогена, мог достигать 630 мг УВ/г ТОС (средневзвешенные значения) (рис. 4). ОВ накапливалось в относительно неглубоком морском бассейне, в условиях глинисто-кремнисто-карбонатной седиментации, источником ОВ служил водорослевый планктон с незначительным участием наземного органического материала, что подтверждается изотопным составом углерода насыщенных (§13С=—30,1+—30,7%с) и ароматиче-
Рис. 4. Типы керогена в породах доманиковой формации в северной и центральной (а) и в южной (б) частях Волго-Уральского бассейна: 1—4 — образцы из скважин: 1 — Актаныш-Чишминский прогиб, 2 — Муханово-Ероховский прогиб, 3 — Бузулукская впадина, 4 — без разделения по районам; 5—9 — отложения: 5 — фаменский ярус, 6 — мендымский горизонт, 7 — семилукский
горизонт, 8 — саргаевский горизонт, 9 — кыновский (?) горизонт
Рис. 5. Палеообстановки накопления ОВ доманиковой формации по данным хроматографии и хроматомасс-спектрометрии (распределение алкановых (а) и стерановых (б) УВ). Условные обозначения см. на рис. 4
ских (513С=-28,3^-31,1%с) УВ (рис. 5, 6). Более высоким исходным потенциалом обладало ОВ из отложений фаменского яруса, мендымского и саргаевского горизонтов — значения Н1 могли достигать в них 800 мг УВ/г ТОС и более (в среднем 650), а в доманиковом горизонте — 570 мг УВ/г ТОС. Более низкие значения Н1 в доманико-вом горизонте, очевидно, обусловлены участием зоопланктона (тентакулиты) в формировании водорослевого ОВ, хитиновые элементы которых снижают его нефтематеринский потенциал, в то время как ОВ в саргаевском и верхнефранско-фаменских горионтах образовано в основном планктонными водорослями. На эту особенность указывали исследователи доманикового ОВ [Не-фтегазообразование..., 1986].
Самые низкие значения концентрации ОВ характерны для алевритистых глин, известковистых, мелкозернистых доломитов, биокластовых, микри-
Рис. 6. Изотопный состав насыщенных и ароматических УВ. Условные обозначения см. на рис. 3
товых, шламовых известняков, накопление которых протекало в условиях мелководного шельфа с неустойчивым окислительно-восстановительным режимом и активной гидродинамикой. Такие обстановки не способствовали сохранности ОВ, вследствие чего потенциал этих пород оказался незначительным, несмотря на преимущественно планктонно-водорослевый исходный материал. Среднее содержание ОВ составляет 0,2—0,3%, водородный индекс HI<200 мг УВ/г ТОС, потенциал пород (S1+S2)<2 кг УВ/т породы. Породы характеризуются низким содержанием битумоидов (ХБ=0,03%) и свободных УВ (S1=0,2 кг ув/ т породы, или 8% в ОВ), в групповом составе битумоида доминируют смолисто-асфальтеновые фракции (до 65%).
Кероген в породах с низкой концентрацией ОВ по химической структуре относится к III типу, это следствие его окисленности в седиментогенезе, так как отмечены высокие значения кислородного индекса OI (S3-100/T0C)>100 мг СО2/г ТОС) и/или примесь гумусового ОВ. Последнее отражается в появлении на хроматограммах алкановых УВ высокомолекулярных максимумов С29, С31, а среди циклоалканов — стерана С29. Присутствие диасте-ранов и доминирование гопана Н30 (Н29/Н30=0,49) характерны для глинистых отложений. Породы не являются нефтематеринскими, но в незначительном количестве могли образовывать газовые УВ. Они приурочены к нижней части доманиковой формации (низы саргаевского горизонта) и к отдельным прослоям в обогащенных ОВ породах семилукского, мендымского горизонтов и фамен-ского яруса в Муханово-Ероховском прогибе и на Южно-Татарском своде.
Большая часть пород доманиковой формации в Актаныш-Чишминском и Муханово-Ероховском прогибах относится к высокоуглеродистой толще. В нефтематеринских породах (без низкоконцен-
Рис. 7. Изменение катагенетических параметров пород и ОВ доманиковой формации (а, б). Условные обозначения см. на
рис. 4
трированных разностей) современная (остаточная) средневзвешенная концентрация ОВ составляет 9,5 масс.%, а исходная — 12,5 масс.%. Количественное распределение ОВ связано с морфологией бассейна, близостью или удаленностью источников сноса, течениями и др. В рельефе обширной се-милукской впадины выделяются депрессионные и склоновые области. Такое же строение наследуют и прогибы Камско-Кинельской системы, но области накопления осадков сместились в расположенные на юге и западе от Южно-Татарского свода Муханово-Ероховский и Усть-Черемшанский прогибы, а на север и северо-восток от него — в Нижне-Камский и Актаныш-Чишминский прогибы. Отложения, выполняющие разрез впадины, сложены практически одинаковыми породами — глинистыми, кремнистыми и карбонатными, но в разном количестве. Содержание глин невелико (в среднем <6%), достигает 40—60% только в из-вестковистых аргиллитах саргаевского горизонта. В депрессионной части разрез представлен темноцветными тонкослоистыми ритмитами, с очень тонкими слойками шламовых известняков, колломорфного ОВ, многочисленными остатками тентакулит (семилукский горизонт) и радиолярий (фаменский ярус), полости которых выполнены ОВ, а также прослоями трещиноватых силицитов. Склоновые фации на бортах прогибов сложены осадочными образованиями, отложившимися в результате гравитационных и оползневых процессов в условиях преимущественно карбонатной седиментации — такие же тонкослоистые кремнисто-карбонатные ритмиты включают линзы и прослои биокластовых, шламово-биокластовых, микритовых известняков толщиной до 20 см.
Выше отмечено, что генерационные свойства ОВ и пород определяются не только условиями их формирования, но и катагенезом, в результате которого происходит их истощение. В пределах изученных прогибов преобразованность пород варьирует в широких пределах. Современный геотермический режим Волго-Уральской антеклизы
холодный — на глубине 3 км температура составляет 26—53 °С, что отвечает среднему геотермическому градиенту (2 °С/100 м); он увеличивается до 4—6 °С/100 м в зоне сочленения Бузулукской впадины и Прикаспийской синеклизы [Макаренко и др., 1970].
Отсутствие витринита затрудняет определение градаций катагенеза, поэтому для установления размера катагенетической шкалы использованы замеры Ттах пиролиза. Значения Ттах изменяются от 400 до 485 °С, минимальные значения обычно свойственны породам одинакового этапа преобразования, содержащим миграционные биту-моиды, которые снижают Ттах приблизительно на 10—15 °С. Сопоставление значений Ттах в проэкстрагированных породах с природными значениями температуры катагенеза позволило расчленить изученный разрез на следующие градации катагенеза: ПК — до 1,9—2 км, МК1 — до 2,6-2,7 км, МК2 — до 3,3-3,4 км, МК3 — до 4 км. Таким образом, суммарная толщина пород дома-никовой формации, находящейся в очаге, достигает 2,3-2,5 км (рис. 7). Правомерность расчета подтверждается немногочисленными замерами показателя отражения витринита Ro=1,06+1,1%, обнаруженного в некоторых скважинах на бортовых участках депрессионной впадины Мухано-Ероховского прогиба на глубине 3,6-3,8 км. Согласно этим данным геотермический палео-градиент составлял ~5 °С/100 м, что установлено для палеозойских пород Восточно-Европейской платформы.
Наименее всего преобразованы породы и ОВ в северо-восточной части Актаныш-Чишминского прогиба и Южно-Татарского свода — в этом регионе они находятся в начале катагенетического этапа литогенеза (в основном градация катагенеза ПК — самое начало градации МК1, глубина 1,5-2 км, Ттах=406+438, Тсредняя = 422 °С), а генерационный потенциал ОВ и пород еще не истрачен, следовательно, указанное определяет прогнозные ресурсы формации.
Самые высокие значения концентрации ОВ (до 50 масс.%) в семилукско-мендымских отложениях отмечены в осевой зоне Актаныш-Чишминского прогиба. Содержание ОВ в них составляет в среднем 33 масс.%, HI=505+635 (среднее 577 мг УВ/г ТОС), OI=2^8 мг СО2/г ТОС, (S1+S2)=162^299 (среднее 200 кг УВ/т породы), индекс продуктивности керогена PI (S1/S1+S2) очень низкий (0,05). Породы обладают высокой битуминозностью (ХБ=2,5^4,1%), в составе которой преобладают смолисто-асфальтеновые компоненты (67%); свободных УВ (S1) содержится <9 кг/т породы (или 3% в ОВ). Породы в этой зоне рассматриваются как превосходные нефтематеринские.
В породах бортов прогиба концентрация ОВ снижается с 12 до 2,5% (в среднем) по мере приближения к мелководным фациям карбонатного шельфа, а (S1+S2) — от 21—162 до 5—15 кг УВ/т породы. Содержание битумоидов высокое (0,72— 4,2%), но УВ также немного (Sj=0,0b9 кг УВ/г породы, или 6% в ОВ). Тип ОВ при этом практически не меняется (HI=320+630 мг УВ/г ТОС), что может говорить о схожих биопродуцентах, характерных для доманиковой формации. Этот вывод подтверждается и составом УВ.
В алкановых УВ (длина цепи С13—С35) максимум приходится на относительно низко- и среднемолекулярную область С16—С22, преобладают четные УВ (С16—С20), которые доминируют и в более высокомолекулярной области С24—С30. По соотношению Pr/nC17 (0,11—4,07) и РИ/«С18 (0,67—9,3) большая часть образцов попадает в область морской седиментации и лишь незначительная часть — в область более мелководных условий (рис. 5). Периодически возникало сероводородное заражение фотического слоя, свидетельством чего служат производные каротиноида изорениератена, обнаруженные в некоторых
образцах; в диагенезе восстановительный режим (Рг/РИ=0,11^0,88) сменялся окислительным (Рг/ РИ=1,57^2,24).
Источником ОВ послужил планктон — ке-роген относится к I, II типам; незначительное преобладание стерана С29 указывает на возможное участие липидов высшей растительности (рис. 5), однако детритные остатки высшей растительности обнаружены только в некоторых образцах из Муханово-Ероховского прогиба. Среди терпанов доминирует трициклический 123 и гопан Н30, отмечено присутствие моретана, гаммацерана, тетрациклана Т24, Н29/Н30=0,32^0,85, в группе гомогопанов преобладает Н35 (Н35/Н34=1,19^1,52); в незначительном количестве присутствуют диа-стераны, образование которых происходит на глинистой матрице. Среди ароматических стероидов доминируют моноароматические МА28 (рис. 8). Соотношение серосодержащих ароматических УВ с пристан-фитановым индексом DBT/P—Pr/ РИ указывает на область накопления мелководных карбонатно-глинистых осадков, а отношение 4-MDBT/Р, равное 0,09^0,92, — на кремнистый состав (рис. 8).
На остальной территории Актаныш-Чиш-минского и Мухано-Ероховского прогибов карбонатные девонские отложения достигли условий главной зоны нефтеобразования, а в ряде районов — главной зоны газообразования (рис. 7). Это связано с более интенсивными процессами прогрева недр, и, в частности, с погружением пород на большую глубину — палеоглубина могла превышать современную приблизительно на 500 м.
Величины нефтематеринского потенциала ОВ и пород (содержание ОВ, Н1, (8х+82)) — остаточные, а исходные величины близки к таковым в зоне протокатагенеза. Повышенная битуминоз-ность ОВ в протокатагенезе обусловлена как
Рис. 8. Палеобстановки накопления отложений доманиковой формации по распределению ароматических УВ и их серосодержащих производных. Условные обозначения см. на рис. 4
380 Рис. 9.
Связь индекса продуктивности и Ттах пиролиза в исследованных породах Актаныш-Чишминского прогиба (а), а также Муханово-Ероховского прогиба и Бузулукской впадины (б). Условные обозначения см. на рис. 4
липидностью ОВ доманиковой формации, так и низкой пористостью пород (общая пористость составляет 2% и менее) — битумоидам (в том числе УВ) некуда уходить, и они накапливаются в породе. Кинетическая модель керогена отвечает II типу, но со смещением энергии активации в область более низких значений с максимумом на 50 ккал/моль. Из этого следует, что образование УВ могло начинаться раньше — еще на этапе протокатагенеза. В процессе катагенеза происходит снижение концентрации ОВ и водородного индекса, что означает реализацию его нефтемате-ринского потенциала. От протокатагенеза к концу главной фазы нефтеобразования, установленной в Муханово-Ероховском прогибе на глубине ~4 км, значения ТОС и Н1 снижаются более чем на 7080%, причем наиболее интенсивно (на ~30-40% и более от предыдущего этапа) он уменьшается от градации МК1 к МК2 (глубина ~2,5-3,5 км, рис. 9), а затем процесс стабилизируется, а параметры уменьшаются постепенно. Этот этап сопоставляется с максимумом проявления главной фазы нефтеобразования и сопровождается массовым появлением зрелых битумоидов (автохтонных и па-равтохтонных), типичных для этой зоны. Значения
ß и ß увеличиваются от 17 до 32—35% и от 5 до 7—10% соответственно для указанных градаций (рис. 9). На этой градации встречаются известняки, карбонатно-кремнистые породы с повышенными фильтрационно-емкостными свойствами, в которых пористость составляет 4—10%, проницаемость 0,1—245 мД; их можно рассматривать как порово-трещинные коллекторы.
К концу процесса катагенеза значения би-тумоидного и углеводородного коэффициентов снижаются до 7 и 5% соответственно, а битумоид при низкой концентрации в породе представлен двумя разновидностями — в одних породах преобладают смолисто-асфальтеновые компоненты, в других — мальтены.
Общий генерационный потенциал (Sx+S2) пород доманиковой формации снизился от 70 кг
УВ/т породы в протокатагенезе до 5 кг УВ/т породы (средние значения) на завершающих этапах главной фазы нефтеобразования (ГФН); он еще достаточно высок, хотя водородный индекс уменьшился до 80 мг УВ/г ТОС, поэтому породы могут генерировать только газовые УВ.
Выводы. 1. Нефтематеринские породы доманиковой формации относятся к высокоуглеродистой толще — остаточное количество Сорг в них составляет 9%, исходное — 12%.
2. Кероген доманиковой формации относится к II типу, источником которого послужил планктонный водорослевый материал. Исходный водородный индекс на начало главной зоны не-фтеобразования составлял 630 мг УВ/г ТОС. Участие зоопланктона немного снизило потенциал ОВ (Ш=570 мг УВ/г ТОС), что характерно для доманикового горизонта.
3. В целом условия осадконакопления домани-ковых толщ были благоприятны для образования ОВ, которое накапливалось в морском бассейне в восстановительной геохимической обстановке, иногда в условиях сероводородного заражения фотического слоя.
4. Наиболее высоким нефтегенерационным потенциалом ((81+Б2) до 200 кг УВ/т породы, Сорг до 48-50 масс.%) обладают отложения, образовавшиеся в депрессионных частях прогибов Волго-Уральского бассейна. На бортах впадины потенциал доманиковых отложений уменьшается из-за появления в разрезе обломочных, микрито-вых известняков, органическое вещество которых накапливалось в субвосстановительной и субокислительной обстановках.
5. В пределах изученной территории Волго-Уральского НГБ породы доманиковой формации достигли условий главной зоны нефтеобразова-ния, генерационный потенциал отложений был реализован — средневзвешенные значения (81+Б2) в протокатагенезе составили 70 кг УВ/т породы, а к концу главной зоны нефтеобразования они уменьшились до 5 кг УВ/т породы.
6. Основной максимум нефтеобразования для доманиковой формации приходится на градацию катагенеза МК2, в этих же частях разреза фиксируются улучшенные коллекторские свойства
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
Вассоевич Н.Б., Корнилова Н.Н., Чернышев В.В. О содержании углеродистого органического вещества в континентальном секторе осадочной оболочки Земли // Вестн. Моск. ун-та. Сер. 4. Геология. 1973. № 1. С. 8—23.
Высоцкий В.И. Перспективы освоения ресурсов сланцевого газа // Приложение к журналу «ТЭК. Стратегия развития». 2010. Апрель, № 2 (02). С. 11—17.
Вышемирский В.С., Конторович А.Э. Циклический характер нефте- и газообразования в истории Земли // Органическая геохимия нефтепроизводящих пород Западной Сибири: Мат-лы. науч. совещ. 12—14 октября 1999 г. Новосибирск: Изд-во СО РАН, НИЦ ОИГГМ, 1999. С. 6-9.
Зайдельсон М.И., Суровиков Е.Я., Казьмин Л.Л. и др. Особенности генерации, миграции и аккумуляции УВ доманиковой формации // Геология нефти и газа. 1990. № 6. 78 с.
Кирюхина Т.А., Фадеева Н.П., Ступакова А.В. и др. Доманиковые отложения Тимано-Печорского и Волго-Уральского бассейнов // Геология нефти и газа. 2013. № 3. С. 76-88.
обломочных известняков. Территориально они приурочены к склонам депрессионной впадины, что конкретизирует дальнейшие направления поисковых работ.
Макаренко Ф.А., Поляк Б.Г., Смирнов Я.Б. и др. Тепловой режим недр СССР. М.: Наука, 1970. 224 с.
Мкртчян О.М. Палеоструктурный анализ ранних этапов формирования палеозойского чехла Волго-Ураль-ской области // Геоструктурный анализ Волго-Ураль-ской нефтегазоносной провинции. М.: Наука, 1977. С. 30-46.
Неручев С.Г. Уран и жизнь в истории Земли. СПб.: ВНИГРИ, 2007. 328 с.
Нефтегазообразование в отложениях доманикового типа. Л.: Недра, 1986. 247 с.
Прищепа О.М., Аверьянова О.Ю. Понятийная база и первоочередные объекты нетрадиционного углеводородного сырья: Мат-лы Всеросс. конф. с международным участием 12-14 ноября 2013. М.: ГЕОС, 2013. 314 с.
Юсупова И.Ф., Абукова Л.А, Абрамова О.П. Потери концентрированного органического вещества пород при их погружении как фактор геодинамической дестабилизации // Докл. РАН. 2007. Т. 414, № 1. С. 74-77.
Поступила в редакцию 23.05.2015
