CC BY
103
ГЕОХИМИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ
УДК 550.4:552.578:553.983+551.76
DOI 10.31087/0016-7894-2018-6-109-127
Геохимическая характеристика
и нефтегазогенерационный потенциал мезозойских отложений Гыданской и Енисей-Хатангской нефтегазоносных областей
© 2018 г.|А.П. Афанасенков1,2, А.Л. Петров1, Э.М. Грайзер1
1ФГБУ «Всероссийский научно-исследовательский геологический нефтяной институт», Москва, Россия; afanasenkov@vnigni.ru; a.petrov@vnigni.ru; grayzer@vnigni.ru;
2Московский государственный университет имени М.В. Ломоносова, Москва, Россия
Поступила 10.05.2018 г. Принята к печати 13.08.2018 г.
Ключевые слова: органическое вещество пород; нефтематеринские толщи; углеводородно-генерационный потенциал; Rock-Eval; Енисей-Хатангская нефтегазоносная область; гольчихинская свита.
Представлены результаты геохимических исследований органического вещества мезозойских отложений Гыданской и Енисей-Хатангской нефтегазоносных областей, выполненных методом Rock-Eval на обширной коллекции кернового материала. Детально опробованы интервалы разрезов, в которых по результатам прошлых исследований были выявлены уровни с преобладанием в составе органического вещества сапропелевых компонентов. Показано, что наибольший интерес с точки зрения генерации жидких углеводородов представляют материнские породы яновстанской (13-К^п) и верхней части гольчихинской (12-К^1) свит, в разрезах которых выделены 20-50-метровые пачки пород, обогащенных органических веществ сапропелевого типа и находящихся в главной зоне нефтеобразования. Установлено, что в интервалах разреза гольчихинской свиты, приуроченных к средней и верхней частям, материнские породы по генерационным характеристикам не отличаются от материнских пород яновстанской свиты. Сопоставление результатов Rock-Eval для стратиграфических уровней нижней части гольчихинской и сиговской (J3sig) свит также показывает их сходство. Неоднородность гольчихинской свиты по геохимическим параметрам подтверждает высказываемые ранее предположения о необходимости расчленения толщи на свиты (яновстанскую, сиговскую и, возможно, точинскую) и предполагает выделение гольчихинской свиты как серии.
1Для цитирования: Афанасенков А.П., Петров А.Л., Грайзер Э.М. Геохимическая характеристика и нефтегазогенерационный потенциал мезозойских отложений Гыданской и Енисей-Хатангской нефтегазоносных областей // Геология нефти и газа. - 2018. - № 6. - С. 109-127. DOI: 10.31087/0016-7894-2018-6-109-127.
Geochemical description and oil&gas generation potential of Mesozoic formations within the Gydan and Yenisei-Khatanga oil and gas bearing regions
© 2018 | A.P. Afanasenkov1,2, A.L. Petrov1, E.M. Grayzer1
1All-Russian Research Geological Oil Institute, Moscow, Russia; afanasenkov@vnigni.ru; a.petrov@vnigni.ru; grayzer@vnigni.ru 2Lomonosov Moscow State University, Moscow, Russia
Key words: organic matter of rocks; oil and gas source formations; hydrocarbon generation potential; Rock-Eval; Yenisei-Kha-tanga oil and gas bearing region; Golchikhinsky Fm.
The paper presents the results of geochemical studies of organic matter in the Mesozoic deposits of Gydan and Yenisei-Khatanga oil and gas bearing regions; the studies were conducted on the comprehensive collection of core material with the use of the Rock-Eval method. The detailed sampling was carried out in the intervals, where the previous investigations have identified the levels with predominance of sapropelic components in the organic matter. IT is shown that source rocks of the Yanovstansky (J3-KJan) and the upper part of the Golchikhinsky (J2-K1gl) formations are of the major interest in the context of liquid hydrocarbons generation. 20 to 50 m thick members enriched in sapropelic-type organic matter and situated in the oil window were identified in the mentioned formations. It is found that in terms of generation features, source rocks of the Golchikhinsky intervals associated with its middle and upper parts do not differ from the Yanovstansky source rocks. Comparison of Rock-Eval results for stratigraphic levels of the lower parts of the Golchikhinsky and Sigovsky (J3sig) formations also shows their similarity. Inhomogeneity of the Golchikhinsky Fm in terms of geochemical parameters confirms the previously discussed assumptions that this sequence should be stratified into formations (Yanovstansky, Sigovsky, and, possibly, Tochinsky), while the Golchikhinsky formation should be considered as a group.
I.For citation: Afanasenkov A.P., Petrov A.L., Grayzer E.M. Geochemical description and oil-and-gas generation potential of Mesozoic formations within the Gydan and Yenisei-Khatanga oil and gas bearing regions. Geologiya nefti i gaza = Oil and gas geology. 2018;(6):109-127. DOI: 10.31087/0016-7894-2018-6-109-127.
Received 10.05.2018
Accepted for publication 13.08.2018
Рис. 1. Fig. 1.
Обзорная схема района исследований Overview map of the study area
1 — границы НГО; 2 — площади; 3 — участки полевых работ; границы тектонических элементов (4-7): 4 — надпорядковых, 5 — суперпорядковых, 6 — I порядка, 7 — II порядка
1 — boundaries of petroleum regions; 2 — areas; 3 — survey areas; boundaries of tectonic elements (4-7): 4 — super-order, 5 — supra-order, 6 — first order, 7 — second order
Оценка перспектив нефтегазоносности любой территории невозможна без анализа присутствия в разрезе нефтегазоматеринских толщ — генерационных источников существующих углеводородных скоплений. С конца 1960-х гг. до настоящего времени на территории северного обрамления Сибирской платформы был выполнен значительный объем работ по исследованию органического вещества мезозойских отложений, что отражено в работах А.П. Афанасен-кова [1-4], Л.Н. Болдушевской [5], А.Г. Войцеховской [6, 7], А.И. Данюшевской [8, 9], М.О. Захряминой [10], Н.С. Ким [11-14], М.М. Колгановой [15], А.Э. Конто-ровича [16-18], А.И. Ларичева [19], И.Д. Поляковой [20], П.И. Сафронова [21], В.А. Скоробогатова [22], Д.С. Сорокова [23], Ю.А. Филипцова [24] и др. Было установлено, что, в отличие от Западно-Сибирского региона, в разрезе юрско-меловых отложений Ени-сей-Хатангского прогиба дифференциация толщ по содержанию органического углерода выражена слабо, а вещественный состав органического вещества представлен преимущественно смешанным сапро-пелево-гумусовым материалом.
По результатам геохимических исследований было показано, что источником залежей нефти в меловом комплексе являются нефтематеринские породы яновстанской (гольчихинской) свиты ^-К^'ап), в разрезе которой присутствуют интервалы, обога-
щенные сапропелевым ОВ. В качестве нефтемате-ринских рассматриваются также и нижнемеловые породы, в которых были выявлены уровни, по геохимическим параметрам схожие с верхнеюрскими отложениями.
По результатам обобщения исследований по геохимии ОВ на территории Гыданской нефтегазоносной области (НГО) В.А. Скоробогатовым было установлено, что главной газоматеринской толщей для этого региона является танопчинская угленосная свита (К^п). Главный битумогенерирующий уровень — верхнеюрско-валанжинский [22].
Геохимические исследования органического вещества мезозойских отложений Гыданской и Ени-сей-Хатангской НГО и прилегающих районов выполнены по керновому материалу 66 скважин (1780 образцов). Обзорная схема расположения площадей и корреляция стратиграфических подразделений [25-27] района исследований представлены на рис. 1, 2.
Более детально опробованы интервалы разрезов, в которых по результатам прошлых исследований были выявлены уровни с преобладанием в составе ОВ сапропелевых компонентов. Дополнительно были опробованы скважины, ранее не учитываемые в обобщающих работах по данному региону. Новые
Рис. 2. Fig. 2.
Корреляционная схема стратиграфических подразделений мезозойских отложений Гыданской и Енисей-Хатангской НГО Correlation chart of Mesozoic stratigraphic units in Gydansky and Yenisei-Khatanga petroleum regions
Ярус
Маастрихский
Кампанский
Сантонский
Туронский
Сеноманский
Альбский
Барремский
Готеривский
Валанжинский
Берриасский
Киммериджский
Оксфордский
Келловейский
Тоарский
Плинсбахский
Синемюрский
Норийский
Карнийский
Ладинский
Анизийский
Оленекский
Индский
Гыданская НГО
Танамская
Часельская
Кузнецовская
Марресалинская
Яронгская
Танопчинская
Ахская
Гольчихинская
Енисей-Хатангская НГО
Западная часть Восточная часть
Танамская Кресты-Юряхская
Салподаяхская Мутинская
Насоновская
Хетская
Ледяная
Дорожковская
Долганская Бегичевская
Яковлевская Огневская
Рассохинская
Санга-Салинская
Малохе тская Тигянская
Байкаловская Суходудинская Балагачанская Бояркинская
Шуратовская Паксинская
Нижнехетская
Букатыйская
Гольчихинская Яновстанская Гольчихинская ?
Сиговская
Сиговская
?
Точинская
Малышевская
Леонтьевская
Вымская
Лайдинская
Надояхская*
Китербютская*
Шараповская*
Левинская
Зимняя
Витютинская
Варенгаяхинская
Пурская
Трыбьяхская
Коротчаевская
Аймальская
Тампейская серия
Красноселькупская серия
Тумулская
Пемпилская Немцовская
Осипайская
Топографическая Улахан-Крестовская
Многовершинская Прибрежнинская
Центрально-Таймырская Ыстанахская
Восточно-Таймырская
Чекановская
Фадьюкудинская Цветковомысская
Зверинская + бетлингская Кешинская
' Бывшие подсвиты джангодской свиты.
Рис. 3. Fig. 3.
Корреляция параметра Tmax и показателя Ro
А cross-plot of maximum pyrolysis temperature (Tmax) versus vitrinite reflectance (% Ro)
• •
• # R2 = 0,83
•
• • • •
• • • • •• •
• «
* * •
Неручев С.Г. и др. 1976
Конторович А.Э., Неруче1в9С7.6Г. и др.
ДГ -
0,4 0,6 0,8 1 R, % 1,2 1,4 1,6
ПК, ПК2 ПКз МК, МК2 МКз МК„ МК5
ПК, ПК2 ПКз МК, МК? МК2 мкЗ мкЗ
500
490
480
470
а 460
450
440
430
420
0,2
данные о нефтегазогенерационных характеристиках юрско-меловых отложений приведены для Гыдан-ской НГО по результатам геохимических исследований параметрической скв. Гыданская-130.
Для сравнения результатов определения зрелости ОВ по параметру Ттах (Rock-Eval) с определениями отражательной способности витринита (#0) использованы данные о замерах отражательной способности мацералов углей мезозойских отложений Енисей-Хатангского регионального прогиба. Дополнительно были учтены данные замеров показателя преломления (Мпр), полученные по результатам прошлых исследований [3, 8]. Связь Ттах с Яо показана на рис. 3. На графике видно, что значениям показателя Rо, отвечающим главной зоне нефтеобразования (ГЗН) — 0,5-1,15 [28], соответствуют значения Ттах, равные 435-465 °С.
Мезозойские отложения Гыданской НГО
По керновому материалу 30 скважин были исследованы 153 образца пород методом Rock-Eval. Выборка представлена преимущественно образцами из меловых отложений танопчинской (К^п) и ахской (К^) свит. Отложения юрского возраста представлены образцами (21) гольчихинской 02-К^1), малышев-ской 02т1) и китербютской 02к;) свит.
На гистограммах распределения современных концентраций органического углерода (Сорг) по изученным свитам видно, что в слабоохарактеризо-ванных керном юрских отложениях содержание Сорг
составляет 1-3 % на породу (рис. 4). Образцы с содержанием Сорг 3 % и выше встречены в гольчихинской свите (скв. Геофизическая-55). Содержание Сорг в образцах китербютской свиты (скв. Штормовая-122) варьирует от 0,8 до 1,4 %.
Среди исследованной выборки нижнемеловых отложений 23 % образцов танопчинской свиты ха-растеризуется повышенными концентрациями Сорг, вызванными наличием в разрезе углистых аргиллитов. В таких образцах концентрация Сорг может достигать 15 %. Обогащенные прослои были встречены на Утренней и Геофизической площадях. В образцах керна ахской свиты содержание Сорг для подавляющего числа образцов не превышает 1 %.
Характеристика нефтегазоматеринских пород по углеводородно-генерационному потенциалу по результатам Rock-Eval для изученной коллекции юр-ско-меловых отложений представлена на диаграммах зависимости HI от Tmax (рис. 5). Классификация типов керогена приведена по K.E. Peters и M.R. Cassa [29].
По результатам Rock-Eval, в разрезе юрских отложений органическое вещество с существенной долей сапропелевой составляющей встречено в породах гольчихинской (скв. Геофизическая-55, глубина 3420-3425 м) и китербютской (скв. Штормовая-122, глубина 3962-3968 м) свит. Значения водородного индекса для материнских пород гольчихинской свиты составляют 210-235 мг УВ/г Сорг при катагенетиче-ской зрелости, достигшей градации MKj (Tmax = 440 °С).
Рис. 4. Fig. 4.
Гистограммы распределений концентраций Сорг в мезозойских отложениях Гыданской НГО Histograms of С concentration distribution in Mesozoic deposits of Gydan petroleum region
0
SO
o^ S
Ь
о S ш
fD
т ш
100 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0
Ю обг азцоЕ
56,7
20,0 23,3
0
100 90 80
S?
зТ 70
I-
и
Si 60
ш
fD
S 50
40
30
20
10
0
_4 10 образцоЕ ;
77,5
22,5
0
100 90 80 70 60
ш 50
Ci
40
30
20
10
0
21 образец
76,2
19,0
4,8
< 1 1-3 > 3
<1 1-3 > 3
С„„
С„„
< 1 1-3 > 3 % на породу
~орГ, % на породу
Свиты: А — танопчинская (K1tn), В — ахская (K1ah); С — юрские отложения (J2—K1gl, J2ml, J1kt) Formations: А — Tanopchinsky (K1tn), В — Akhsky (K1ah); С — Jurassic deposits (J2-K1gl, J2ml, J1kt)
Преобразованность отложений китербютской свиты несколько выше — МК2 (Ттах = 445 °С), что отражается и на значении водородного индекса, составляющем 100-170 мг УВ/г Сорг (градации катагенеза ОВ даны по шкале Вассоевича [28]). Органическое вещество малышевской свиты (скважины Геофизическая-52, Утренняя-279) представлено в основном керогеном III типа. При значениях Ттах, равных 445 °С, водородный индекс не превышает 180 мг УВ/г Сорг.
Полученные по результатам Rock-Eval параметры термической зрелости свидетельствуют о нахождении юрских нефтематеринских пород в главной зоне нефтеобразования.
Органическое вещество в отложениях ахской свиты представлено преимущественно керогеном III типа (см. рис. 5). Для большинства изученных образцов значения Ш на начальных стадиях катагенеза (ПК3) не превышают 200 мг УВ/г Сорг, что характеризует эти толщи как газоматеринские. Прослои, обогащенные сапропелевым ОВ, были встречены в аргиллитах скв. Утренняя-262, где значения водородного индекса достигают 250 мг УВ/г Сорг. Однако масштабы генерации этими породами жидких углеводородов, вероятно, не столь велики, так как они находятся на начальных стадиях катагенеза (ПКз-МК^.
Повышенная доля сапропелевых компонентов в ОВ ахской свиты отмечена также в образцах из скв. Трехбугорная-445, где при градациях катагенеза МК1-МК2 (ттах = 440-445 °С) значения водородного индекса достигают 220 мг УВ/г Сорг и в целом тренд
Рис. 5. Fig. 5.
Зависимость HI - Tmax для юрско-меловых отложений Гыданской НГО
A cross-plot of hydrogen index (HI) versus maximum pyrolysis temperature (Tmax) dependence for Jurassic-Cretaceous rocks in the deposits of Gydan petroleum region
450 О 0,5 R„ % \ ! II тип
400 о ! \ 1 ^ I I
350 о : : • 1
300 w .1- 250 Ш о II-III тип ш i * '
420 430 440 450 460 470 480 490 500
о 1 • 2 • 3 о 4 •
Свиты (1-5): 1 — танопчинская (K1tn), 2 — ахская (K1ah), 3 — гольчи-хинская (J2-K1gl), 4 — малышевская (J2ml), 5 — китербютская (J1kt)
Formations (1-5): 1 — Tanopchinsky (K1tn), 2 — Akhsky (K1ah), 3 — Golchikhinsky (J2-K1gl), 4 — Malyshevsky (J2ml), 5 — Kiterbyutsky (J1kt)
200
150
100
50
0
Рис. 6.
Fig. 6.
Зависимость HI - Tmax для юрско-меловых отложений (скв. Гыданская-130)
A cross-plot of hydrogen index (HI) versus maximum pyrolysis temperature (Tmax) dependence for Jurassic-Cretaceous rocks (Gydansky-130 well)
0,5 R„ %
420 430 440 450 460 470 480 490 500
Свиты (1-7): 1 — яронгская (Kjr), 2 — танопчинская (K^n), 3 — ахская (^ah), 4 — малышевская (J2ml), 5 — леонтьевская (J2ln), 6 — вымская (J2wm); 7 — нижнеюрские отложения
Formations (1-7): 1 — Yarongsky (Kjr), 2 — Tanopchinsky (K^n), 3 — Akhsky (^ah), 4 — Malyshevsky (J2ml), 5 — Leontievsky (J2ln), 6 — Vymsky (J2wm); 7 — Lower Jurassic deposits
«эволюции» керогена совпадает с таковым для юрских отложений.
Повышенными значениями остаточного генерационного потенциала ^2) выделяются углистые аргиллиты танопчинской свиты с Утренней (скважины 259, 265, 277, 287) и Геофизической (скважины 52, 53, 59) площадей. В этих образцах при Ттах = 425428 °С водородный индекс варьирует от 450 до 250 мг УВ/г Сорг. Однако повышенный водородный индекс может быть обусловлен особенностями метода пиролиза высокообогащенных углеродом образцов. Для получения достоверных данных о нефте-газогенерационном потенциале таких отложений необходимы дополнительные исследования.
Таким образом, из имеющегося материала следует, что в разрезе мезозойских отложений Гыдан-ской НГО нефтегазоматеринские породы встречены по всему разрезу. Органическое вещество нижнемеловых отложений в основном представлено кероге-
ном III типа. Невысокий начальный генерационный потенциал материнских пород нижнемеловых отложений позволяет рассматривать их как преимущественно газоматеринские.
Новые данные о геохимических характеристиках ОВ мезозойских отложений Гыданской НГО были получены по результатам геохимических исследований кернового материала параметрической скв. Гыдан-ская-130.
В разрезе скважины выделены нефтегазомате-ринские породы с преобладанием в составе ОВ гумусовых компонентов: глинистые отложения ахской (Kjah), верхняя часть малышевской (J2ml), средняя часть леонтьевской (J2ln) и верхняя часть вымской (J2wm) свит. В нижнеюрских отложениях отмечаются маломощные интервалы алевролитов с многочисленными прослойками растительного детрита, ха-растеризующиеся повышенным содержанием Сорг.
Водородный индекс ОВ среднеюрских нефтега-зоматеринских пород не превышает 150 мг УВ/г Сорг (рис. 6). Такие низкие значения HI, отражающие неф-тегенерационный потенциал и тип материнского ОВ, обусловлены не только присутствием гумусового материала, но и значительной катагенетической зрелостью керогена (Tmax = 450-465 °С).
По параметру Tmax в изученной части разреза прослежены градации катагенеза ОВ от ПК3 (отложения яронгской свиты) до начала МК5 (отложения нижней юры). Верхнюю границу зоны нефтеобразования (ГЗН) можно провести по кровле ахской свиты. С глубины около 4800 м начинается переход от главной зоны нефтеобразования к зоне жирного газа.
Мезозойские отложения западной части Енисей-Хатангской НГО
Данные по числу проанализированных образцов керна юрско-меловых отложений по возрасту вмещающих отложений, площадям Енисей-Хатангской НГО и прилегающих районов приведены в табл. 1. Образцы из отложений нижнеюрского комплекса для западной части Енисей-Хатангской НГО в изученной новой коллекции были единичными. Поэтому данные о средних концентрациях органического углерода в породах нижней юры приведены по материалам А.И. Даню-шевской [8] и А.П. Афанасенкова [3] (табл. 2).
Гистограммы распределения концентраций Сорг в аргиллитах и алевролитах изученного разреза мезозойских отложений показывают, что в целом для всех отложений юрского возраста характерно преобладание образцов с концентрацией Сорг в интервале 1-3 % (рис. 7). Некоторое увеличение доли образцов с концентрацией Сорг > 3 % на породу в малышевской и вымской свитах связано с наличием в разрезе углистых включений. В углистых аргиллитах и алевролитах содержание органического углерода в отдельных образцах достигает первых десятков процентов.
450
400
350
300
250
200
150
100
50
0
Табл. 1. Проанализированные образцы керна по свитам и площадям Енисей-Хатангской НГО Tab. 1. Core samples analysed from formations and areas of Yenisei-Khatanga petroleum region
Возраст Свита Число изученных образцов методом Rock-Eval Скважины
Берриас -ранний готтерив Шуратовская 87 Аномальная-51; Дерябинские-5, 9; Южно-Носковская-318; Яковлевская-2; Яровская-2
Берриас -ранний валанжин Нижнехетская 119 Байкаловская-1; Горчинские-1, 2; Пайяхские-1, 4; Тайкинская-2
Поздний бат -берриас Гольчихинская 312 Аномальная-51; Береговая-2; Дерябинские-5, 6, 9; Нанадянская-310; Паютская-1; Пеляткинская-15; Среднеяровские-3, 4; Турковская-1; Ушаковская-1; Хабейская-1; Южно-Носковская-318; Яковлевская-2; Яровская-2
Ранний кимеридж -берриас Яновстанская 162 Байкаловская-1; Горчинские-1, 2; 0зерная-10; Пайях-ские-1, 3, 4; Тайкинская-2; Южно-Соленинская-25
Поздний келловей -ранний кимеридж Сиговская 199 Верхнекубинская-2; Озерные-8, 10; Пайяхские-1, 3, 4; Сузунская-4
Поздний бат -поздний келловей Точинская 11 Верхнекубинская-2; Горчинская-1
Поздний байос -поздний бат Малышевская 83 Верхнекубинская-2; Дерябинские-5, 9; Пайяхская-1; Турковская-1; Ушаковская-1; Южно-Носковская-318; Яковлевская-2; Яровская-2
Ранний бат -поздний бат Леонтьевская 48 Аномальная-51; Верхнекубинская-2; Дерябинская-9; Паютская-1; Ушаковская-1; Яровская-2
Поздний аален -ранний байос Вымская 41 Верхнекубинская-2; Ушаковская-1; Яровская-2
Табл. 2. Содержание Сорг в аргиллитах нижнеюрских отложений Енисей-Хатангской НГО Tab. 2. TOC content in Lower Jurrasic argillites deposits of Yenisei-Khatanga petroleum region
Площадь Свита С0рГ, % на породу Число образцов
Зимняя Лайдинская 1,24 2
Левинская 0,64 2
Нижнехетская Лайдинская 1,42 4
Надояхская-китебюрская 0,85 2
Левинская 1,07 5
Долганская Лайдинская 1,51 2
Надояхская-китербютская 1 5
Семеновская То же 1,4 4
Зимняя 1,32 3
Малохетская Надояхская-китербютская 1,22 3
Суходудинская То же 1 4
Джангодская " 1,6 4
Рассохинская " 0,99 2
Левинская 0,5 1
Тундровая Ладояхская-китербютская 1,1 9
Левинская 1 7
В изученных образцах керна нижнемеловых отложений, исследованных в объеме нижнехетской (К^Л) и шуратовской (К^) свит, преобладают концентрации Сорг < 1 %. Вместе с тем в отдельных скважинах (Аномальная-51, Пайяхская-4 и Яровская-2) в
подошве нижнемеловых отложении выделяются пачки пород, где концентрация Сорг достигает 4,5 %.
По результатам исследовании, выполненных методом Rock-Eval, ОВ в породах вымской свиты представлено преимущественно керогеном III типа
Рис. 7. Fig. 7.
Гистограммы распределения концентрации Сорг в мезозойских отложениях западной части Енисей-Хатангской НГО Histograms of TOC concentration distribution in Mesozoic deposits of the western part of Yenisei-Khatanga petroleum region
И
90 119 образцов
61,3
0
100
90 87 образцов
) 40
50 48,0
44,0
0
100
90 312 образцов 90
D
16
2 образц
< 1 1-3 >3
Сор„ % на породу
< 1 1-3 > 3 С , % на породу
< 1 1-3 > 3 С , % н<а1по1р-3оду> 3
< 1 1-3 > 3 С , % <н а1 п1о-р3од>у 3
0
199 образц
_F_
11 обр азцо в
4 4 45,5 54,5
883 3 об разц а
62,7
<1 1-3 >3 С , % на породу
< 1 1~3 >3 С , % на породу
<1 1-р >3 С , % на породу
<1 1-3 >3 С „% на породу
<1 1~3 >3 С „ % на породу
Свиты: A — нижнехетская (^nch) , B — шуратовская (^sh), C — гольчихинская (J2-Kjgl), D — яновстанская (J3-K jan), E — сиговская (J3sig), F — точинская (J2-J3tch), G — малышевская (J2ml), H — леонтьевская (J2ln), I — вымская (J2wm)
Formations: A — Nizhnekhetsky (^nch) , B — Shuratovsky (^sh), C — Golchikhinsky J-^gl), D — Yanovstansky (J3-Kjan), E — Sigovsky (J3sig), F — Tochinsky (J2-J3tch), G — Malyshevsky (J2ml), H — Leontievsky (J2ln), I — Vymsky (J2wm)
(рис. 8). В изученной коллекции образцы с углистыми включениями были встречены в разрезах скважин Верхнекубинская-2 и Ушаковская-1. Так, в скв. Уша-ковская-1 при уровне зрелости ОВ, соответствующем градации МК3 (Ттах = 460 °С), остаточный генерационный потенциал для этих образцов варьирует от 12 до 8 мг УВ/г породы, водородный индекс — от 140 до 170 мг УВ/г Сорг.
Катагенетическая зрелость ОВ вымской свиты изменяется от градации МК2 в скв. Горчинская-1 (3490 м) до МК4 — в скв. Верхнекубинская-2 (4190 м).
В леонтьевской свите степень преобразован-ности ОВ практически во всех изученных образцах достигла градации МК3, а в скважинах Верхнекубин-ская-2 и Яровская-2 нефтегазоматеринские породы вошли в главную зону газообразования (МК4). Водородный индекс из-за сильного катагенеза не превышает 90 мг УВ/г Сорг. В скв. Дерябинская-9 преобразо-ванность ОВ зафиксирована на начальных стадиях катагенеза МК2 (Ттах = 444 °С), что при значении водородного индекса 120 мг УВ/г Сорг свидетельствует о преимущественно гумусовом типе ОВ.
100
70
100
100
100
ов
90
80
70
70
60
40
20
По углеводородно-генерационному потенциалу нефтегазоматеринские породы малышевской свиты характеризуются как преимущественно газогенерационные. Так, на Дерябинской площади при Tmax = 440 °С (MKj) водородный индекс не превышает 150 мг УВ/г Сорг, что свидетельствует о преобладании в составе ОВ гумусовых компонентов, как и в скв. Яковлевская-2, где при Tmax = 437-438 °С водородный индекс не превышает 140 мг УВ/г Сорг. Однако в разрезе встречаются высокоуглеродистые прослои (Сорг > 30 % на породу), остаточный генерационный потенциал которых достигает 100 мг УВ/г породы, HI — 300 мг УВ/г Сорг. Высокоуглеродистые интервалы в разрезе малышевской свиты встречены в скважинах Турковская-1, Ушаковская-1, Яровская-2.
Максимальная степень преобразованности малышевской свиты зафиксирована в скважинах Пайях-ская-1 и Южно-Носковская-318, где на глубине 41504200 м катагенетическая зрелость ОВ малышевской свиты достигает градации МК4 (Tmax = 480-485 °С).
Исходя из структурно-фациального районирования [27] рассматриваемой территории, в разрезе келловей-верхнеюрских отложений выделяется два структурно-фациальных района. В Гыданском структурно-фациальном районе келловей-верхне-юрские отложения представлены гольчихинской свитой. В Тазо-Хетском структурно-фациальном районе в данном стратиграфическом интервале выделены яновстанская, сиговская и точинская свиты.
По результатам исследований, выполненных методом Rock-Eval, в Тазо-Хетском структурно-фаци-альном районе нефтегазоматеринские породы, ОВ которых имеет преимущественно сапропелевый состав (кероген II и II-III типов), выделяются в разрезе яновстанской и сиговской свит. На начальных стадиях катагенеза значения водородного индекса для этих пород варьируют от 350 до 200 мг УВ/г Сорг (рис. 9).
Отложения яновстанской свиты наиболее полно охарактеризованы на Пайяхской площади в скв. 4 (рис. 10), где детальный отбор керна по всему интервалу свиты позволил определить средневзвешенное по мощности содержание Сорг, составляющее 2,8 % на породу. Так, в кровле свиты выделяется толща мощностью около 50 м, представленная черными аргиллитами с содержанием Сорг = 3-5 %. Средневзвешенное по мощности содержание органического углерода в верхней части разреза яновстанской свиты достигает 3,5-3,7 % на породу. Остаточный генерационный потенциал керогена (S2) варьирует от 5 до 10 мг УВ/г породы, HI составляет ~ 300 мг УВ/г Сорг при Tmax = 440-445 °С, что соответствует пику нефтяного окна.
Вниз по разрезу яновстанской свиты наблюдается снижение концентрации Сорг и уменьшение доли сапропелевых компонентов в составе ОВ. Средневзвешенная по мощности концентрация Сорг в нижней части свиты составляет 1,8 % на породу.
Рис. 8.
Fig. 8.
Зависимость HI - Tmax для среднеюрских отложений западной части Енисей-Хатангской НГО и прилегающих районов
A cross-plot of hydrogen index (HI) versus maximum pyrolysis temperature (Tmax) dependence for Middle Jurassic deposits in the western part of Yenisei-Khatanga petroleum region and neighbouring areas
0,5 R„, %
420 430 440 450 460 470 480 490 500
Свиты (1-3): 1 — малышевская (J2ml), 2 — леонтьевская (J2ln), 3 — вымская (J2wm)
Formations (1-3): 1 — Malyshevsky (J2ml), 2 — Leontievsky (J2ln), 3 — Vymsky (J2wm)
В скв. Горчинская-1, по результатам пиролити-ческих исследований 4-метрового интервала аргиллитов в верхней части яновстанской свиты, обога-щенность органическим углеродом достигает 6 % на породу. Значения водородного индекса составляют 300-350 мг УВ/г Сорг при Ттах = 430 °С. По комплексу каротажных данных можно предположить, что в разрезе скважины мощность прослоев с аналогичными характеристиками может достигать 40 м.
В скв. Пайяхская-1, в исследованном 6-метровом интервале яновстанской свиты, концентрации Сорг в отдельных образцах достигают 4,3 % на породу. При Ттах = 440-442 °С значения Н1 варьируют от 340 до 240 мг УВ/г Сорг. По результатам интерпретации материалов ГИС можно предположить наличие в яновстанской свите до 35 м отложений со схожими пиролитическими характеристиками.
На Озерной площади в скв. 10 отложения янов-станской свиты были исследованы в интервалах, приуроченных к ее нижней части. Детальный отбор образцов из 25-метровой пачки алевроаргиллитов позволил определить средневзвешенное по мощности содержание Сорг, равное 1,5 % на породу.
450
400
350
300
250
200
150
100
50
0
Рис. 9.
Fig. 9.
Зависимость HI - Tmax для келловей-верхнеюрских отложений Гыданского и Тазо-Хетского структурно-фациальных районов
A cross-plot of hydrogen index (HI) versus maximum pyrolysis temperature (Tmax) dependence for Callovian - Upper Jurassic deposits in Gydan and Taz-Kheta structure-facies regions
450
400
350
0,5 R, %
и
CD
250
>
2 200 □c
150
420 430 440 450 460 470 480 490 500
4
Свиты (1-4): 1 — яновстанская J-Kjan), 2 — сиговская (J3sig), 3 — точинская (J2-J3tch), 4 — гольчихинская J-Kjgl) Formations (1-4): 1 — Yanovstansky (J3-K jan), 2 — Sigovsky (J3sig), 3 — Tochinsky (J2-J3tch), 4 — Golchikhinsky (J2-Kjgl)
Рис. 10. Fig. 10.
По данным пиролиза, органическое вещество отложений яновстанской свиты в этом разрезе характеризуется меньшей долей сапропелевой составляющей по сравнению с Пайяхской площадью, несмотря на более низкую катагенетическую зрелость. Значения водородного индекса не превышают 250 мг УВ/г Сорг, несмотря на более низкий уровень катагенеза (Гтах = 435-440 °С).
В отложениях сиговской свиты нетфегазомате-ринские породы с преобладанием сапропелевых компонентов были встречены на Сузунско-Ванкорском валу в скв. Сузунская-4. Опробованы две 5-метровые пачки темно-серых аргиллитов и алевролитов, приуроченные к середине интервала свиты (рис. 11). Средневзвешенное содержание органического углерода для этих пачек составляет 2,3 % на породу. Отложения характеризуются повышенным водородным индексом, составляющим в среднем 200-250 мг УВ/г Сорг и достигающим в отдельных образцах 320 мг УВ/г Сорг, что при Ттах = 430-435 °С (ПК3-МК^ свидетельствует о существенной доле сапропелевой составляющей в ОВ.
Повышенные концентрации органического углерода были отмечены в подошве сиговской свиты в скв. Пайяхская-1, где выделяется 20-метровая пачка темно-серых аргиллитов (глубина 4000-4020 м), средневзвешенная концентрация Сорг в которых составляет более 5 % на породу. При значении Ттах = 465-470 °С, которое свидетельствует о вхождении данной толщи в главную зону газообразования, наблюдается высокий остаточный генерационный потенциал керогена — до 10 мг УВ/г породы, Н1 достигает 100 мг УВ/г Сорг (рис. 12).
В скв. Пайяхская-3, где отложения сиговской свиты вскрыты на 10 м, средневзвешенное по мощности содержание Сорг в темно-серых алевролитах этой
Геохимический разрез скв. Пайяхская-4
Geochemical log of TOC/Rock-Eval results for the Payyakha-4 well
Система, отдел Свита 0 2 TOC, % 46 5 8
о
К1 i ft
3450 г. 1
J3-K1 1новстан-| ская 1 3500 = —•
-- — --- -- — --
К
£ %
5 3750
3800
S, мг УВ/г породы
0 1 2 3 4 5
S, мг УВ/г породы 0 5 10 15
430 440 450 460
HI, мг УВ/ г С„рг
0 100 200 300 400
OI, мг СО/г Сорг 0 25 50 75 100
Г
Id
t
••
• К*
г --
Щ f %
-- аГ- —
• • • у ,
\ к.
•Л
H, м
300
00
50
0
Tmax, C
Рис. 11. Fig. 11.
Геохимический разрез скв. Сузунская-4
Geochemical log of TOC/Rock-Eval results for the Suzunsky-4 well
¡1
3215
3220
3225
3230
3235
3240
3245 H, м
TOC, % S, мг УВ/г породы S, мг УВ/г породы Гт„ °C HI, мг УВ/ г Copr OI, мг СО/г Сорг
2 4 6 0,0 0,5 1,0 1,5 0 3 6 9 12 430 435 440 445 450 0 100 200 300 400 0 10 20 30
I
Геохимический разрез скв. Пайяхская-1
Geochemical log of TOC/Rock-Eval results for the Payyakha-1 well
пачки составляет 1,8 % на породу. Значение S2 для этой пачки варьирует от 5 до 2 мг УВ/г породы, значения водородного индекса — от 240 до 150 мг УВ/г Сорг при Ттах = 440 °С, что свидетельствуют о преимущественно гумусовом типе ОВ.
На Озерной площади в скважинах 8 и 10 по результатам исследований, выполненных методом Rock-Eval, выделяются пачки темно-серых аргиллитов и алевролитов мощностью от 10 до 20 м с повышенным содержанием органического углерода. Так, в скв. Озерная-10, в нижней части разреза сиговской
свиты, выделяется 20-метровая пачка аргиллитов со средневзвешенным по мощности содержанием Сорг, равным 2,6 % на породу. Толща характеризуется повышенным остаточным генерационным потенциалом ^2), равным в среднем 2,5 мг УВ/г породы. При Ттах = 450 °С значения водородного индекса составляют около 80 мг УВ/г Сорг. Отложения находятся в главной зоне нефтеобразования, однако невысокий водородный индекс свидетельствует о том, что ОВ представлено преимущественно гумусовыми компонентами.
0
В скв. Верхнекубинская-2, в подошве сиговской свиты, мощность которой на этой площади достигает 550 м, выделяется 50-метровая пачка темно-серых алевролитов, средневзвешенное по мощности содержание органического углерода составляет в ней 3,4 % на породу. Остаточный генерационный потенциал варьирует от 1,5 до 6,6 мг УВ/г породы. Среднее значение водородного индекса для этой пачки, не превышающее 100 мг УВ/г Сорг при Ттах = 445-450 °С (МК2), свидетельствует о преимущественно гумусовом типе керогена.
В точинской свите образцы с наименее преобразованным ОВ были проанализированы в скв. Гор-чинская-1, где при Ттах = 440 °С водородный индекс не превышает 150 мг УВ/г Сорг, что свидетельствует о гумусовом типе ОВ.
В Гыданском структурно-фациальном районе кел-ловей-верхнеюрские отложения представлены не-расчлененной толщей гольчихинской свиты.
В верхней части разреза гольчихинской свиты, как и в яновстанской свите, выделяются пачки пород, ОВ которых представлено преимущественно керогеном II типа. Органическое вещество нефте-газоматеринских пород нижней части гольчихин-ской свиты, как и в большинстве изученных разрезов сиговской свиты, относится преимущественно к керогену III типа. Сопоставление разрезов по типу керогена при одном и том же уровне катагенеза позволяет выделить в гольчихинской свите уровни, схожие по генерационным характеристикам как с яновстанской, так и сиговской свитами (см. рис. 9).
Для нижней части разреза сравнение может быть затруднено из-за выравнивания значений водородного индекса для разных типов ОВ, вызванного катагенезом. При Ттах > 460 °С такое сравнение не имеет смысла.
Сопоставление разрезов по геохимическим параметрам в целом согласуется и с седиментационной моделью юрских отложений для этой территории [4], где в разрезе гольчихинской свиты были прослежены уровни, отнесенные к стратиграфическим аналогам яновстанской, сиговской и точинской свит.
По результатам исследований на Дерябинской площади в кровле гольчихинской свиты были прослежены пачки темно-серых аргиллитов с содержанием органического углерода 2-4 %. Так, в скв. Дерябин-ская-5 выделяется 10-метровый прослой аргиллитов, средневзвешенная по мощности концентрация Сорг в которых составляет 2,5 %. В 5-метровом интервале керна в скв. Дерябинская-6 средневзвешенное по мощности содержание органического углерода в темно-серых пиритизированных аргиллитах оценено в 1,8 %. По результатам исследования методом Rock-Eval, органическое вещество этих отложений характеризуется высоким генерационным потенциалом = 5-15 мг УВ/г породы), высоким водородным индексом (Ш = 250-400 мг УВ/г Сорг) при относитель-
но невысоких Ттах (430-435 °С). Уровень катагенети-ческой преобразованности ОВ соответствует начальным градациям мезокатагенеза, т. е. верхам ГЗН.
На Яковлевской площади в скв. 2, в верхней части разреза гольчихинской свиты, выделяется 20-метровая пачка, обогащенная Сорг со средневзвешенным содержанием 2,9 % (рис. 13).
По данным пиролиза, значение водородного индекса в этой пачке составляет 300-350 мг УВ/г Сорг при Ттах = 430 °С, что свидетельствует о значительном вкладе сапропелевой составляющей в состав ОВ.
В пределах Танамско-Малохетского мегавала в скважинах Пеляткинская-15 и Ушаковская-1, в верхней части гольчихинской свиты, выделяются 20-метровые пачки черных и темно-серых аргиллитов со средневзвешенным по мощности содержанием Сорг, равным 2 % на породу (рис. 14).
По углеводородно-генерационному потенциалу отложения этих пачек можно охарактеризовать как хорошие нефтегазоматеринские породы. Остаточный генерационный потенциал керогена составляет 5-10 мг УВ/г породы, Ш достигает 350 мг УВ/г Сорг при Ттах = 435 °С, что свидетельствует о вхождении данных толщ в главную зону нефтеобразования.
В разрезе гольчихинской свиты в скв. Турков-ская-1, в интервале 3137,7-3160,6 м, выделяется пачка темно-серых аргиллитов и алевролитов мощностью более 20 м, средневзвешенное по мощности содержание Сорг в которых составляет 2,9 % на породу. Значения водородного индекса для данной пачки варьируют от 250 до 300 мг УВ/г Сорг при Ттах = 440 °С. Остаточный генерационный потенциал составляет 3-7 мг УВ/г породы.
Яновстанская свита и ее стратиграфические аналоги в гольчихинской свите входят в главную зону нефтеобразования примерно на глубине 29503000 м. Это отложения с Дерябинской, Яковлевской, Горчинской площадей, тектонически приуроченных к бортам Енисей-Хатангского прогиба.
В осевых, наиболее погруженных зонах прогиба на глубине 3500-3600 м нефтегазоматеринские породы достигают пика нефтяного окна. Это отложения с Пайяхской и Байкаловской площадей.
Для изученной коллекции образцов гольчихин-ской свиты катагенез органического вещества для уровней, отнесенных к стратиграфическим аналогам яновстанской свиты, несколько ниже. Температурный интервал Ттах составляет 430-440 °С, что соответствует градациям ПК3-МК1 (см. рис. 9). Данные толщи находятся в начале главной зоны нефтеобра-зования.
Нефтегазоматеринские породы сиговской свиты и ее стратиграфических аналогов в разрезе гольчихинской свиты входят в главную зону неф-теобразования примерно на глубине 3100-3150 м.
Геохимический разрез скв. Яковлевская-2
Geochemical log of TOC/Rock-Eval results for the Yakovlevsky-2 well
Рис. 14. Fig. 14.
Геохимический разрез скв. Ушаковская-1
Geochemical log of TOC/Rock-Eval results for the Ushakovsky-1 well
J2-K,
TOC, % S, мг УВ/г породы S, мг УВ/г породы Гт„, °С
0 2 4 6 8 0,0 1,0 2,0 3,0 0 5 10 15 420 440 460 480 500 0
HI, мг УВ/ г CF OI, мг СО/г С„г
100 200 300 400 0 50 100 150 200
3500 3600 _3Z00_
3900 H, м
Г
«
m
■ 1
•
"1 L
1 »
•
——<
и
Степень преобразованности ОВ, соответствующая градациям ПК3-МКЬ была определена на Дерябин-ской, Горчинской, Озерной и Сузунской площадях. Степень зрелости, соответствующая градациям МК3-МК4 (Ттах = 465 °С), зафиксирована на Пай-яхской и Южно-Носковской площадях на глубине 3950-4000 м.
Наиболее преобразованное ОВ в разрезе келло-вей-верхнеюрских отложений было зафиксировано в образцах пород из скв. Южно-Носковская-318. Неф-тегазоматеринские породы достигли главной зоны
газообразования (ГЗГ), где при Ттах = 470-475 °С водородный индекс варьирует от 50 до 30 мг УВ/г Сорг.
В разрезе нижнемеловых отложений присутствуют материнские породы, генерационный потенциал которых позволяет рассматривать их в качестве возможных источников не только газов, но и жидких углеводородов (рис. 15). Так, в скважинах Яровская-2 (шуратовская свита) и Пайяхская-4 (нижнехетская свита), в подошве нижнемеловых отложений, выделяются пачки аргиллитов мощностью до 20 м, средневзвешенные по мощности концентра-
3000
K
3100
3200
3300
Ï 3400
= 3800
Рис. 15. Fig. 15.
Зависимость HI - Tmax для нижнемеловых отложений западной части Енисей-Хатангской НГО и прилегающих районов A cross-plot of hydrogen index (HI) versus maximum pyrolysis temperature (Tmax) dependence for Lower Cretaceous deposits in the western part of Yenisei-Khatanga petroleum region and neighbouring areas
420 430 440 450 460 470 480 490 500 420 430 440 450 460 470 480 490 500
Свиты: А — шуратовская (^sh), В — нижнехетская (^nch) Formations: А — Shuratovsky (^sh), В — Nizhnekhetsky (K^ch)
ции Сорг в которых составляют 2,2 и 2,6 % на породу соответственно, остаточный генерационный потенциал S2 варьирует от 5 до 10 мг УВ/г породы, Ш — от 250 до 350 мг УВ/г Сорг при Ттах = 440 °С. Это свидетельствует о существенном вкладе в ОВ сапропелевой составляющей. Геохимические разрезы для этих скважин приведены на рис. 10, 16.
В разрезе шуратовской свиты в скв. Аномаль-ная-51 фиксируются 1-2-метровые пропластки темно-серых аргиллитов с концентрацией Сорг до 3,8 % на породу. Однако по результатам исследований, проведенных методом Rock-Eval, значения водородного индекса для этих пачек не превышают 200 мг УВ/г Сорг при Ттах = 435 °С. Невысокий генерационный потенциал на начальных стадиях мезокатагенеза свидетельствует о преобладании в составе ОВ гумусовой составляющей.
Таким образом, в среднеюрских отложениях распространено ОВ преимущественно гумусового типа. В большинстве изученных разрезов материнские породы характеризуются невысоким генерационным потенциалом. В разрезах отложений малышевской и вымской свит присутствуют высокоуглеродистые прослои, концентрация органического углерода в которых достигает первых десятков процентов. Вопрос о генерационных возможностях этих пород и их вкладе в генерацию не только газообразных, но и жидких УВ требует дополнительного изучения.
В отложениях яновстанской и в верхней части разреза гольчихинской свит преобладают материнские породы, содержащие ОВ преимущественно сапропелевого типа. Прослои, обогащенные сапропелевым ОВ, присутствуют также и в отдельных интервалах сиговской свиты (скважины Пайях-ские-3, 4; Сузунская-4). Средневзвешенное по мощности содержание Сорг в этих прослоях достигает 3-4 % на породу. Значения водородного индекса варьируют от 350 мг УВ/г Сорг при Tmax = 430 °С (МК1) до 100 мг УВ/г С0рг при Tmax = 447 °С (МК2).
В большинстве изученных разрезов нижнехет-ской и шуратовской свит присутствует смешанное сапропелево-гумусовое вещество. По углеводород-но-генерационному потенциалу породы характеризуются как бедные, преимущественно газоматеринские.
Вместе с тем на ряде площадей в подошве нижнемеловых отложений выделяются прослои материнских пород мощностью около 20 м, в составе ОВ которых преобладает сапропелевая составляющая (скважины Яровская-2, Пайяхская-4). Генерационный потенциал керогена (HI = 250 мг УВ/г Сорг) и его катагенетическая зрелость (Tmax = 440 °C, МК1) позволяют рассматривать такие прослои в качестве возможного источника жидких УВ.
Катагенетическая зрелость ОВ в изученных нижнемеловых отложениях соответствует градациям
450
400
350
300
250
200
150
100
50
0
□
Рис. 16. Fig. 16.
Геохимический разрез скв. Яровская-2
Geochemical log of TOC/Rock-Eval results for the Yarovsky-2 well
J2-K1
toc , %
0 2 4 6 8 10
3775 H, м
=9 ■
Ф
S, мг УВ/г породы S, мг УВ/г породы
012345
0 5 10 15 20
T °C
max'
430 445 460 475 490
t
i
'»I
J
HI, мг УВ/ г С
0 100 200 300 400
____^
OI, мг СО2/г С,
0 *
0 50 100 150
3185
3210
3235
3260
3285
3310
3335
3360
3725
3750
ПК3-МК и лишь в наиболее погруженных участках Енисей-Хатангского регионального прогиба (скважины Южно-Носковская-318, Пайяхские-1, 4) достигает градации МК2.
Мезозойские отложения восточной части Енисей-Хатангской НГО и прилегающих районов
Терригенный комплекс триаса исследован по немногочисленным образцам керна из восточной части Енисей-Хатангского прогиба и Анабаро-Хатангской седловины (Волочанская, Логатская и Улаханская площади).
В скв. Волочанская-1, в интервале глубин 17802298 м, среднее содержание органического углерода в отложениях триаса (Т2-Т3) по 21 изученному образцу керна составляет 1 % на породу. На глубине 2297 м выделяется 1-метровый интервал черных аргиллитов, где концентрация Сорг превышает 10 % на породу. Однако низкие значения водородного индекса (100140 мг УВ/г Сорг при Ттах = 440 °С) характеризуют эти толщи как преимущественно газоматеринские. Ка-тагенетическая преобразованность ОВ триаса, установленная по параметру Ттах, изменяется от МК1 на Волочанской и Улаханской площадях (Ттах = 440 °С) до МК2 на Логатской площади (Ттах = 445-450 °С).
По результатам изучения образцов отложений триаса из обнажений мыса Цветкова, расположенного на восточном побережье п-ова Таймыр, среднее
содержание органического углерода по изученном выборке (60) не превышает 0,6 % на породу. Низкие значения параметров пиролиза для большинства изученных образцов не позволяют отнести эти породы к материнским. По единичным образцам, для которых значения остаточного генерационного потенциала (S2) позволяют интерпретировать результаты, можно заключить, что ОВ триасовых отложений содержит кероген III типа и достигло катагенетиче-ской зрелости, соответствующей градации MKj (HI = =100-140 мг УВ/г Сорг; Tmax = 435-440 °C).
Нижнеюрские отложения изучены по разрезам скважин Балахнинская-1, Кубалахская-1 и Новая-2.
По результатам исследований, проведенных методом Rock-Eval в нижнеюрских отложениях скв. Ба-лахнинская-1, в интервале 2790-3100 м выделяются пачки пород мощностью до 3 м, концентрация Сорг в которых не превышает 1,4 %. Остаточный генерационный потенциал HI = 130-190 мг УВ/ г Сорг при Tmax = 450-460 °C (МК2-МК3) позволяет отнести их к газоматеринским.
В изученном интервале нижнеюрских отложений скв. Кубалахская-1 (3360-3596 м) выделяются 10-метровые пачки аргиллитов, концентрация Сорг в которых варьирует от 0,6 до 1,6 %. Значения водородного индекса, достигающие 210 мг УВ/ г Сорг при Tmax = = 441-445 °C (MKj-MK2), свидетельствуют о повышенной доле сапропелевых компонентов в составе ОВ.
В отложениях нижней юры в скв. Новая-2 содержание органического углерода в изученном интервале (2920-3320 м) варьирует от 0,7 до 1,4 %. Катагене-тическая зрелость ОВ этих отложений, определенная по Ттах = 450-465 °С, соответствует градациям МК2-МК3. Значения Н1 не превышают 110 мг УВ/ г Сорг. По углеводородно-генерационному потенциалу данные материнские толщи характеризуются как удовлетворительные, преимущественно газоматеринские.
Среднеюрские отложения восточной части Ени-сей-Хатангского прогиба изучены по разрезам скважин Кубалахской и Балахнинской площадей, скважин Логатская-361, Массоновская-363 и Новая-2.
В разрезе скв. Восточно-Кубалахская-357 среднеюрские отложения изучены в интервале 2720-3650 м. Разрез представлен преимущественно серыми алев-роаргиллитами. Концентрация Сорг для этой толщи варьирует от 1,5 до 3,5 % на породу. Однако низкие значения водородного индекса, не превышающие 195 мг УВ/ г Сорг при Ттах = 430-440 °С (П^-МК^, указывают на преимущественно гумусовый тип ОВ.
В скв. Западно-Кубалахская-359 среднеюрские отложения исследованы в интервале 2900-3607 м. Концентрация Сорг в отдельных образцах темно-серых аргиллитов достигает 4 % на породу, но в среднем по разрезу составляет 2-3 % Н1 = 110-190 мг УВ/ г Сорг при Ттах = 430-440 °С (ПК3-МК^ характеризуют эти толщи как преимущественно газоматеринские.
Для изученного среднеюрского интервала (28603150 м) разреза скв. Логатская-361 характерна концентрация Сорг не более 1,7 % на породу. Катагенез ОВ этих отложений несколько выше, чем на Кубалахской площади и находится в пределах градаций ПК3-МК2 (Ттах = 435-445 °С). Водородный индекс в среднем не превышает 150 мг УВ/ г Сорг, что характеризует данные толщи как газоматеринские.
Отложения верхней юры исследованы в скважинах Массоновская-363, Логатская-361 и скважинах Кубалахской площади. По данным исследований, проведенных методом Rock-Eval, наибольший интерес представляет 10-метровая пачка черных аргиллитов в интервале глубин 4198-4209 м в скв. Мас-соновская-363. Средневзвешенная концентрация органического углерода этой пачки составляет 6 % на породу. Значения водородного индекса достигают 250 мг УВ/г Сорг при катагенетической зрелости, соответствующей градации МК2 (Ттах = 445 °С), что характеризует эти породы как возможный источник жидких УВ.
Катагенетическая зрелость ОВ верхнеюрских отложений, за исключением скв. Массоновская-363, соответствует градации ПК3 - началу МК^
В аргиллитах и алевролитах юрских отложений мыса Цветкова средняя концентрация Сорг для изученной коллекции (45 образцов) не превышает 1 % на
породу. По углеводородно-генерационному потенциалу юрские материнские породы характеризуются как бедные, преимущественно газоматеринские. Значения водородного индекса варьируют от 100 до 130 мг УВ/г Сорг и лишь в отдельных образцах достигают 200 мг УВ/г Сорг. Катагенетическая зрелость ОВ юрских отложений, исходя из значений Tmax = 430438 °C, соответствует градации ПК3 - началу MKj.
Юрские отложения в Анабаро-Хатангской седловине большей частью не достигли главной зоны нефтеобразования и не могут рассматриваться в качестве нефтепроизводящих.
Новые данные о геохимических характеристиках верхнемеловых отложений Енисей-Ха-тангской НГО получены по результатам исследований образцов из обнажений на Хетском участке, расположенном в юго-восточной краевой части Енисей-Хатангского прогиба. Наиболее высокими концентрациями Сорг в изученной коллекции обладают отложения, представленные хетской (K2ht), мутинской (K2mt) и кресты-юряхской (K2kj) свитами. Средние содержания органического углерода составляют от 0,82 % (мутинская свита) до 1,49 % (кресты-юряхская свита) на породу.
Однако по результатам исследований, проведенных методом Rock-Eval, в большей части проанализированных образцов практически полностью отсутствует нефтегенерационный потенциал (S2 не превышает 0,2 мг УВ/г породы). По значениям HI и Tmax для единичных образцов можно предположить, что ОВ верхнемеловых отложений Хетского участка представлено главным образом керогеном III типа, катагенетическая зрелость не превышает градации ПК3 (HI = 100 мг УВ/г Сорг, Tmax = 430-433 °C).
Заключение
На основании проведенных геохимических исследований ОВ нефтегазоматеринские толщи установлены практически по всему разрезу мезозойских отложений Гыданской и Енисей-Хатангской НГО.
Нефтегазоматеринские породы триаса, изученные главным образом в восточной части Енисей-Ха-тангской НГО и по обнажениям мыса Цветкова, по углеводородно-генерационному потенциалу характеризуются как бедные, преимущественно газоматеринские. Преобразованность ОВ не превышает градации МК2.
В изученных отложениях нижней юры не выделяются толщи, значительно обогащенные органическим углеродом. ОВ представлено преимущественно керогеном III типа. Катагенетическая зрелость соответствует градациям от МК2 на Балахнинском валу до начала МК5 — в скв. Гыданская-130.
В разрезе среднеюрских отложений наибольший интерес с точки зрения возможности генерации жидких УВ представляют высокообогащенные ОВ про-
слои в вымской и малышевской свитах, характеризующиеся повышенной концентрацией Сорг (до 30 % на породу) и высоким остаточным генерационным потенциалом до 100 мг УВ/г породы).
Для верхнеюрского разреза основными неф-тематеринскими породами являются отложения яновстанской и верхней части гольчихинской свит, где выделяются мощные (до 50 м) пачки аргиллитов, обогащенных ОВ преимущественно сапропелевого состава. Отложения вошли в ГЗН и могут являться источником жидких УВ.
В отложениях нижнего мела источником жидких УВ могли быть пачки обогащенных Сорг темно-серых аргиллитов, приуроченных к подошве шуратовской и нижнехетской свит. Повышенные значения водородного индекса до 350 мг УВ/г Сорг при Ттах = 440 °С свидетельствуют о существенном вкладе в ОВ сапропелевой составляющей. В разрезах Пайяхской и Яров-ской площадей мощность таких пачек достигает 20 м.
Как было показано по результатам исследований образцов методом Rock-Eval, в Гыданском структур-но-фациальном районе в интервалах разреза гольчи-хинской свиты, приуроченных к средней и верхней частям, материнские породы по генерационным характеристикам не отличаются от материнских пород яновстанской свиты Тазо-Хетского структурно-фаци-ального района.
Литература
Сопоставление результатов исследований, проведенных методом Rock-Eval для стратиграфических уровней нижней части гольчихинской и сиговской свит, также показывает их сходство.
Вопрос о необходимости расчленения гольчи-хинской свиты на подсвиты был рассмотрен еще в 1989 г. Д.П. Куликовым было предложено разделить гольчихинскую свиту на две подсвиты [30]. В качестве стратотипа предложена скв. Южно-Носковская-318, в которой выделены верхняя и нижняя подсвиты голь-чихинской свиты. Неоднородность гольчихинской свиты рассмотрена также Е.В. Борисовым, который по результатам обобщения комплекса материалов геолого-геофизических исследований, проведенных в последние годы на территории западной части Енисей-Хатангской НГО, убедительно показал существенное различие геологического строения верхней и нижней частей гольчихинской свиты [31].
Таким образом, неоднородность гольчихинской свиты по геохимическим параметрам и их корреляция с геохимическими параметрами в разрезах яновстанской и сиговской свит являются еще одним фактором, свидетельствующим о необходимости расчленения келловей-верхнеюрских отложений Гыдан-ского структурно-фациального района.
1. Афанасенков А.П. Применение инфракрасной спектрометрии при качественной оценке нефте- и газоматеринских потенциалов (на примере юрских отложений Енисей-Хатангской нефтегазоносной области) // Методы оценки нефте- и газоматеринского потенциала седиментитов. - Т. 1. - М. : Изд-во МГУ, 1979. - С. 141-142.
2. Афанасенков А.П. Особенности катагенетических преобразований рассеянного органического вещества юрско-меловых отложений Енисей-Хатангской нефтегазоносной области // Геохимические и геофизические методы прямых поисков залежей углеводородов в Енисей-Хатангском прогибе. - Т. 1. - Л. : Изд-во Севморгеология, 1984. - С. 69-80.
3. Афанасенков А.П. Историко-генетические предпосылки нефтегазоносности юрских отложений Енисей-Хатангской нефтегазоносной области : автореф. дисс. ... канд. геол.-минерал. наук : 04.00.17. - М., 1987. - 16 с.
4. Афанасенков А.П., Ермолова Т.Е., Мушин И.А., Фролов Б.К. Седиментационно-емкостная модель юрских отложений Гыданской и Енисей-Хатангской (западная часть) нефтегазоносных областей // Вести газовой науки. - 2017. - № 3. - С. 59-78.
5. Болдушевская Л.Н. и др. Перспективы нефтегазоносности юрско-меловых отложений Енисей-Хатангского регионального прогиба и северо-востока Западно-Сибирской плиты по геохимическим данным // Российская Арктика: Геологическая история, минерагения, геоэкология. - Спб. : Изд-во ВНИИОкеангеология, 2002. - С. 364-371.
6. Войцеховская А.Г. О составе рассеянного органического вещества в юрских и меловых отложениях Енисей-Хатангского прогиба / Под ред. Д.С. Сорокова, Г.Д. Гинсбурга // Енисей-Хатангская нефтегазоносная область. - Л. : Изд-во НИИГА, 1974. - С. 67-70.
7. Войцеховская А.Г. Вещественный состав РОВ и связь его с фациальными условиями осадконакопления в отложениях мезозойских прогибов севера Сибирской платформы // Геология и нефтегазоносность мезозойских прогибов севера Сибирской платформы. -Л. : Изд-во НИИГА, 1977. - С. 83-86.
8. Данюшевская А.И. Геохимия органического вещества мезозойских отложений Средней Сибири (теоретические закономерности и прогноз нефтегазообразования : автореф. дисс. ... док-ра геол.-минерал. наук - Л., 1975. - 40 с.
9. Данюшевская А.И., Богомолов А.И., Степина Л.Ф., Козлова И.С., Щелованов Ю.С. Генетические связи нефтей и РОВ в осадочных отложениях Сибири // Геология и нефтегазоносность мезозойских прогибов севера Сибирской платформы: Тр. НИИГА. -Л. : Изд-во НИИГА, 1977. - С. 45-52.
10. Захрямина М.О., Девятов В.П., Соловьева Н.С. Геохимические критерии нефтегазоносности клиноформного нефтегазоносного комплекса юры и нижнего мела северо-востока Западно-Сибирской плиты и Енисей-Хатангского прогиба // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2010. - № 7. - С. 37-44.
11. Ким Н.С. и др. Геохимические критерии оценки перспектив нефтегазоносности юрских отложений Енисей-Хатангского регионального прогиба // Интерэкспо Гео-Сибирь. V Междунар. науч. конгр. (20-24 апреля 2009 г., Новосибирск) : сб. материалов в 2 т. Т. 2: Недропользование. Горное дело. Новые направления и технологии поиска, разведки и разработки месторождений полезных ископаемых. - Новосибирск : Изд-во СГГА, 2009. - С. 20-23. - С. 20-23.
12. Ким Н.С., Конторович А.Э., Филипцов Ю.А., Фомин А.Н. Органическая геохимия юры и мела западной части Енисей-Хатангского регионального прогиба / Под ред. А.Э.Конторовича // Успехи органической геохимии : мат-лы Всерос. науч. конф. - Новосибирск : Изд-во ИНГГ СО РАН, 2010. - С. 169-173.
13. Ким Н.С. Нефтегазопроизводящие толщи в юрских отложениях восточной части Енисей-Хатангского регионального прогиба // Интерэкспо Гео-Сибирь. VIII Междунар. науч. конгр. (10-12 апреля 2012 г., Новосибирск) : сб. мат-лов в 2 т. - 2012. - Т. 1. - № 2. -
C. 173-176.
14. Ким Н.С. Органическая геохимия нижнемеловых отложений Енисей-Хатангского регионального прогиба // Интерэкспо Гео-Сибирь. IX Междунар. науч. конгр. (15-26 апреля 2013 г., Новосибирск) : сб. мат-лов в 2 т. - 2013. - Т. 2. - № 1. - C. 101-105.
15. Колганова М.М., Полякова И.Д. Особенности нефтеобразования в газоносных осадочно-породных бассейнах // Геология и геофизика. - 1984. - № 1. - C. 15-24.
16. Конторович А.Э., Гребенюк В.В., Кузнецов Л.Л., Куликов Д.П., Хмелевский В.П. и др. Нефтегазоносные бассейны и регионы Сибири : в 8 вып. Вып. 3. Енисей-Хатангский бассейн / Под ред. А.Э. Конторовича. - Новосибирск : Изд-во ОИ ГГМ СО РАН, 1994. - 71 c.
17. Геохимия мезозойских отложений нефтегазоносных бассейнов Сибири / Под ред. А.Э. Конторовича // Тр. СНИИГГиМС. Вып. 118 . -Новосибирск : Изд-во СНИИГГиМС, 1971. - 86 c.
18. Органическая геохимия мезозойских нефтегазоносных отложений Сибири / Под ред. А.Э. Конторовича // Тр. СНИИГГиМС. Вып. 164 . - М. : Недра, 1974. - 189 c.
19. Ларичев А.И., Рязанова Т.А., Меленевский В.Н. и др. Органическая геохимия среднеюрско-нижнемелового разреза восточного борта Большехетской впадины // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2003. - № 11. - C. 4-13.
20. Полякова И.Д., Колганова М.М., Соболева Е.И., Степаненко Г.Ф. Геохимические критерии нефтегазоносности севера Сибирской платформы / Под ред. А.А. Трофимука // Геология и нефтегазоносность Енисей-Хатангского бассейна. Тр. ИГиГ СО АН ССС. Вып. 514. -М. : Наука, 1982. - С. 119-132.
21. Сафронов П.И., Ершов С.В., Ким Н.С, Фомин А.Н. Моделирование процессов генерации, миграции и аккумуляции углеводородов в юрских и меловых комплексах Енисей-Хатангского бассейна // Геология нефти и газа. - 2011. - № 5. - C. 48-55.
22. Скоробогатов В.А., СтрогановЛ.В. Гыдан: геологическое строение, ресурсы углеводородов, будущее. - М. : Недра, 2006. - 261 c.
23. Сороков Д.С. Органическое вещество юрско-меловых пород // Геология и нефтегазоносность Енисей-Хатангского прогиба. -Л. : Изд-во НИИГА, 1971. - С. 83-91.
24. Филипцов Ю.А. и др. Взаимосвязь материнских пород и нефтей в мезозойских отложениях северо-востока Западно-Сибирской плиты на основе изучения углеводородов-биомаркеров и катагенеза органического вещества // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2006. - № 5-6. - C. 52-57.
25. Казаков А.М., Константинов А.Г., Курушин Н.И., Могучева Н.К., Соболев Е.С. и др. Стратиграфия нефтегазоносных бассейнов Сибири : в 9 кн. Кн. 6: Стратиграфия нефтегазоносных бассейнов Сибири. Триасовая система / Гл. ред. А.Э. Конторович; ред. А.М. Казаков. - Новосибирск : Изд-во СО РАН, Филиал ГЕО, 2002. - 322 c.
26. Шурыгин Б.Н., Девятов В.П., Ильина В.И., Меледина С.В. и др. Стратиграфия нефтегазоносных бассейнов Сибири. Юрская система / Под ред. А.Э. Конторовича. - Изд-во СО РАН, Филиал ГЕО, 2000. - 480 c.
27. Решение 6-го Межведомственного стратиграфического совещания по рассмотрению и принятию уточненных стратиграфических схем мезозойских отложений Западной Сибири. Новосибирск, 2003 г. (объяснительная записка). - Новосибирск : Изд-во СНИИГГиМС, 2004. - 114 c.
28. Неручев С.Г., Вассоевич Н.Б., Лопатин Н.В. О шкале катагенеза в связи с нефтегазообразованием // Тр. XV сессии Международного геологического конгресса. Доклады советских геологов. Горючие ископаемые. - М. : Наука, 1976. - C. 47-62.
29. Peters K.E., Cassa M.R. Applied Source Rock Geochemistry / Под ред. L.B. Magoon, W.G. Dow // The Petroleum System: From Source to Trap. - Tulsa: AAPG; 1994. - С. 93-120.
30. Куликов Д.П. Стратиграфическое расчленение и структурно-фациальное районирование верхнеюрских отложений Енисей-Хатангского прогиба // Геология и геофизика. - 1989. - № 10. - C. 10-18.
31. Борисов Е.В. Геологическое строение гольчихинской свиты западной части Енисей-Хатангского регионального прогиба // Интерэкспо Гео-Сибирь. XI Междунар. науч. конгр. (13-25 апреля 2015 г., Новосибирск) : сб. материалов в 2 т. - Новосибирск : Изд-во СГГА, 2015. - Т. 2. - № 1. - C. 13-17.
References
1. Afanasenkov A.P. IR spectrometry application in quantitative assessment of oil and gas source potential (by the example of the Jurassic deposits in the Yenisei-Khatanga oil and gas bearing region). In: Metody otsenki nefte- i gazomaterinskogo potentsiala sedimentitov. Moscow: Izd-vo MGU; 1979. pp. 141-142.
2. Afanasenkov A.P. Features of catagenetic transformations of the particulate organic matter in the Jurassic-Cretaceous deposits (Yenisei-Khatanga oil and gas bearing region). In: Geokhimicheskie i geofizicheskie metody pryamykh poiskov zalezhei uglevodorodov v Enisei-Khatangskom progibe. Leningrad: Izd-vo Sevmorgeologiya; 1984. pp. 69-80.
3. Afanasenkov A.P. Historical and genetic background of oil and gas potential of the Jurassic deposits in the Yenisei-Khatanga oil and gas bearing region: avtoref. diss. ... kand. geol.-mineral. nauk : 04.00.17. Moscow; 1987. 16 p.
4. AfanasenkovA.P., Ermolova T.E., Mushin I.A., Frolov B.K. Sedimentation-capacitive model for Jurassic deposits of Gydan and Yenisei-Khatanga (western part) oil-gas-bearing regions. Vesti gazovoi nauki. 2017;(3):59-78.
5. Boldushevskaya L.N. et al. Petroleum potential of the Jurassic-Cretaceous deposits in the Yenisei-Khatanga regional trough and northeastern part of the West Siberian Plate in accordance with geochemical data. In: Rossiiskaya Arktika: geologicheskaya istoriya, minerageniya, geoekologiya. St. Petersburg: Izd-vo VNIIOkeangeologiya, 2002. pp. 364-371.
6. VoitsekhovskayaA.G. Composition of particulate organic matter in the Jurassic and Cretaceous deposits of the Yenisei-Khatanga trough. In:
D.S. Sorokova, G.D. Ginsburga, eds. Enisei-Khatangskaya neftegazonosnaya oblast'. D.S. Sorokova, G.D. Ginsburga, eds. Leningrad: Izd-vo NIIGA; 1974. pp. 67-70.
7. Voitsekhovskaya A.G. POM composition and its relation to facies conditions of deposition in Mesozoic troughs formations in the north of Siberian Platform. In: Geologiya i neftegazonosnost' mezozoiskikh progibov severa Sibirskoi platformy. Tr. NIIGA. Leningrad: Izd-vo NIIGA; 1977, pp. 83-86.
8. DanyushevskayaA.I. Organic matter geochemistry of the Mesozoic deposits in the Middle Siberia (theoretical regularities and prediction of oil and gas formation): autoref. diss. ... dok. geol.-mineral. nauk. Leningrad, 1975. 40 p.
9. DanyushevskayaA.I. et al. Consanguinity of oil and POM in sedimentary deposits of Siberia. In: Geologiya i neftegazonosnost' mezozoiskikh progibov severa Sibirskoi platformy. Tr. NIiGa. Leningrad: Izd-vo NIIGA; 1977. pp. 45-52.
10. Zakhryamina M.O., Devyatov V.P., Solov'eva N.S. Geochemical oil and gas bearing criteria of clinoform oil and gas bearing complex of Jurassic and Low Cretaceous periods located in the north-eastern part of West-Siberian platform and Eniseisky trough. Geologiya, geofizika i razrabotka neftyanykh i gazovykh mestorozhdenii. 2010;(7):37-44.
11. Kim N.S. et al. Geochemical criteria for predicting the petroleum potential in bitumens of Jurassic deposits of the Yenisey-Khatanga regional trough. In: Interekspo Geo-Sibir: sb. mat-lov v 2 t. 2009. Vol. 2. pp. 20-23.
12. Kim N.S., Kontorovich A.E., Filiptsov Yu.A., Fomin A.N. Organic geochemistry of Jurassic and Creataceous deposits in the western part of the Yenisei-Khatanga regional trough. In: A.E. Kontorovich, ed. Uspekhi organicheskoi geokhimii: mat-ly Vseros. nauch. konf. Izd-vo INGG SO RAN; 2010. pp. 169-173.
13. Kim N.S. Source rocks of jurassic deposits in the eastern part of the yenisei-khatanga regional trough. In: Interekspo Geo-Sibir. VIII Mezhdunar. nauch. kongr. (10-12 April, 2012, Novosibirsk): sb. mat-lov v 2 t. 2012. Vol. 1. N. 2. pp. 173-176.
14. Kim N.S. Organic geochemistry of Lower Cretaceous deposits of the Yenisei-Khatanga trough. In: Interekspo Geo-Sibir. IX Mezhdunar. nauch. kongr. (15-26 April, 2013, Novosibirsk): sb. mat-lov v 2 t. 2013. Vol. 2. N. 1. pp. 101-105.
15. Kolganova M.M., Polyakova I.D. Oil generation features in gas-bearing sedimentary basins. Geologiya i geofizika. 1984;(1):15-24.
16. Kontorovich A.E., Grebenyuk V.V., Kuznetsov L.L., Kulikov D.P., Khmelevskii V.P. et al. Siberian petroleum basins and regions. : Vyp. 3. Yenisei-Khatanga basin. In: A.E. Kontorovich, ed. Novosibirsk: Izd-vo OI GGM SO RAN; 1994. 71 p.
17. Geochemistry of Mesozoic deposits in oil and gas bearing basins of Siberia. In: A.E. Kontorovich, ed. Tr. SNIIGGiMS. Vyp. 118. Novosibirsk: Izd-vo SNIIGGiMS, 1971; 86 p.
18. Organic geochemistry of the Siberian Mesozoic oil and gas bearing deposits. In: A.E. Kontorovich, ed. Tr. SNIIGGiMS. Vyp. 164. Moscow: Nedra; 1974. 189 p.
19. Larichev A.I., Ryazanova T.A., Melenevskii V.N. et al. Organic geochemistry of Middle Jurassic - Lower Cretaceous section (western shoulder of Bolshekhetsky depression). Geologiya, geofizika i razrabotka neftyanykh i gazovykh mestorozhdenii. 2003;(11):4-13.
20. Polyakova I.D., Kolganova M.M., Soboleva E.I., Stepanenko G.F. Geochemical criteria of oil and gas occurrence in the north of the Siberian Platform. In: A.A. Trofimuk, ed. Geologiya i neftegazonosnost' Enisei-Khatangskogo basseina. Tr. IGiG SO AN SSS. Vyp. 514. Moscow: Nauka; 1982. pp. 119-132.
21. Safronov P.I.,Ershov S.V., Kim N.S, Fomin A.N. Modeling of processes of generation, migration and accumulation of hydrocarbons in Jurassic and Cretaceous complexes of Enisei-Khatanga basin. Geologiya nefti i gaza. 2011;(5):48-55.
22. Skorobogatov V.A., Stroganov L.V. Gydan: geological architecture, hydrocarbon resources, future. Moscow: Nedra; 2006. 261 p.
23. Sorokov D.S. Organic matter of Jurassic-Cretaceous rocks. In: Geologiya i neftegazonosnost' Enisei-Khatangskogo progiba. Leningrad: Izd-vo NIIGA; 1971. pp. 83-91.
24. Filiptsov Yu.A. et al. Source rocks and oil relationship in Mesozoic deposits in the north-eastern part of West Siberian Plate based on biomarker hydrocarbons and organic matter catagenesis studies. Geologiya, geofizika i razrabotka neftyanykh i gazovykh mestorozhdenii. 2006;(5-6):52-57.
25. Kazakov A.M., Konstantinov A.G., Kurushin N.I., Mogucheva N.K., Sobolev E.S. et al. Stratigraphy of oil and gas basins of Siberia. Triassic system. Novosibirsk: Izd-vo SO RAN, Filial GEO; 2002. 322 p.
26. Shurygin B.N., Devyatov V.P., Il'ina V.I., Meledina S.V. et al. Stratigraphy of the Siberian oil and gas bearing basins. Jurassic system. In: A.E. Kontorovich, ed. Novosibirsk: Izd-vo SO RAN, filial GEO; 2000. 480 p.
27. Resolution of the 6-th Inter-Departmental Meeting on the Review and Adoption of the Updated Stratigraphic Charts for the West Siberian Mesozoic Sequences. Novosibirsk, 2003 (explanatory note). Novosibirsk: Izd-vo SNIIGGiMS; 2004. 114 p.
28. Neruchev S.G., Vassoevich N.B., Lopatin N.V. Catagenesis scale in the context of oil and gas generation. In: Tr. XVsessii Mezhdunarodnogo geologicheskogo kongressa. Doklady sovetskikh geologov. Goryuchie iskopaemye. Moscow: Nauka; 1976. pp. 47-62.
29. Peters K.E., Cassa M.R. Applied Source Rock Geochemistry. In: L.B. Magoon, W.G. Dow, eds. The Petroleum System: From Source to Trap. AAPG; 1994. 93-120.
30. Kulikov D.P. Stratigraphic breakdown and structural-facies zoning of the Upper Jurassic deposits of the Yenisei-Khatanga trough. Geologiya i geofizika. 1989;(10):10-20.
31. Borisov E.V. Geological structure of the Golchikha formation in the western Yenisei-Khatanga regional trough. In: Interekspo Geo-Sibir. XI Mezhdunar. nauch. kongr. (13-25 April, 2015, Novosibirsk): sb. materialov v 2 t. - Novosibirsk : Izd-vo SGGA, 2015. Vol. 2. N. 1. pp. 13-17.
