CC BY
64
УДК 550.4(470.55)
ГЕОХИМИЯ ОРГАНИЧЕСКОГО ВЕЩЕСТВА И ОЦЕНКА МАСШТАБОВ ЭМИГРАЦИИ УГЛЕВОДОРОДОВ ИЗ СРЕДНЕЮРСКИХ МАТЕРИНСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ В ПРЕДЕЛАХ КАРАБАШСКОЙ ЗОНЫ
И.К.Комков, С.В.Можегова, М.В.Дахнова, И.В.Долматова (ФГБУ «Всероссийский научно-исследовательский геологический нефтяной институт»)
В статье приведены результаты исследований нефтегазогенерационного потенциала тюменской свиты Карабашского района Западной Сибири. Рассмотрены вопросы содержания ОВ в породах, уровня его зрелости, нефтегазогенерационного потенциала; выделены материнские толщи в разрезе средней юры; оконтурены очаги генерации УВ; дана оценка масштабов их генерации.
Ключевые слова: тюменская свита; материнские толщи; ОВ; очаги генерации; нефтегазогенерационный потенциал.
Карабашская зона — один из наименее изученных районов Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. На ее территории открыты лишь единичные месторождения нефти и газа. Следует отметить, что прилегающие территории - это богатейшие нефтегазоносные районы, такие как Красноленинский, Шаим-ский, Приобский, где выявлено большое число месторождений УВ.
Главными задачами статьи являлись выделение и характеристика источников генерации УВ, способных обеспечивать формирование промышленных скоплений УВ.
Баженовская свита относится к наиболее богатым и хорошо изученным материнским толщам на территории исследования.
Предметом изучения данной статьи является тюменская свита средней юры, нефтегазогенерационные параметры которой в данном районе мало изучены. Нефтематеринские характеристики среднеюрских отложений определялись авторами статьи в разрезах 29 скважин, расположенных главным образом в северо-восточной части Карабашской зоны. Наиболее полно охарактеризованы керном отложения верхнетюменской подсвиты.
Отложения средней юры широко распространены в пределах изучаемого региона. Они отсутствуют только в приподнятых зонах: на Тобольском мегавале — на юго-востоке и Половинкинском выступе и Тавдинском мегавалу - на севере Карабашской зоны. Породы тюменской свиты на территории исследований несогласно залегают на породах доюрского основания и со-
гласно - на отложениях шеркалинской свиты нижней юры. Мощность отложений увеличивается от 0 м в зонах выклинивания до 240 м в наиболее погруженных частях бассейна [1].
В разрезе тюменской свиты выделяются три подсвиты: нижняя, средняя и верхняя.
Нижняя подсвита представлена неравномерным чередованием песчаников, алевролитов, глин, углей. Породы часто слабосортированные, для них характерно присутствие обугленного детрита. У выступов фундамента в их составе появляются примесь грубообломоч-ного материала и прослои гравелитов [1].
Средняя подсвита в верхней части сложена слабо-сортированными песчаниками с прослоями буровато-серых алевритовых глин, углей. В нижней части -глины горизонтально-слоистые с обугленным детритом, корневидными растительными остатками [1].
Для верхней подсвиты типичны переслаивание гли-нисто-алевритовых отложений с пластами песчано-алев-ритовых пород, присутствие обугленного растительного детрита, прослои углей [1].
Среднеюрская эпоха в Западно-Сибирском регионе характеризовалась постепенной сменой обстановок осадконакопления. Типичные континентальные обстановки ааленского века в байос-бат-раннекеловейское время сменяются переходными, затем морскими. Площади, занятые возвышенной эрозионно-денудационной равниной и холмогорьями, резко сокращаются, соответственно увеличиваются площади аккумуляции. Границы бассейна седиментации на изучаемой территории
Рис. 1. СХЕМА РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ФОНОВЫХ КОНЦЕНТРАЦИЙ С, В ОТЛОЖЕНИЯХ ВЕРХНЕТЮМЕНСКОЙ ПОЛСВИТЫ
Красно ленинская НГО
Шугурскл»-!
Приуральская' НГО (
Каробашсхнн \ НГР >
| Некая
УОЙ-ВаМС к**-311
Уштскии НГР
О 10 20 30 <м
Икала концентраций С„м, % 2.1 3.0 1.5
1 - скважины; 2- месторождения; границы: 3- НГО, 4 - НГР, 5 - участка «Кара-башская зона», 6 - распространения тюменской свиты; 7- область распространения разрезов верхнетюменской полсвиты с большим количеством прослоев, обогащенных ОВ (Сорг >10 %)
расширялись к западу и югу. Он представлял собой низменную аккумулятивную и прибрежную равнину, временами заливаемую морем. В пределах крупных впадин и прилегающих к ним мегапрогибах осадки формировались в солоновато-водном бассейне, также периодически связанном с морем. Для всей тюменской свиты характерны резкая фациальная изменчивость и литологическая неоднородность как по разрезу, так и площади [1].
Как показали проведенные геохимические исследования, фоновые концентрации органического углерода (Сорг) в преимущественно глинистых породах тюменской
свиты составляют 1-3 %. В целом в пределах изучаемого региона наблюдается снижение концентрации Сорг с юга на север, что частично может объясняться увеличением катагенеза в этом направлении.
На этом фоне в разрезе выделяются участки с маломощными пропластками повышенной концентрацией Сорг (> 10 %). Области распространения таких отложений локализуются в основном в восточных районах региона на Лисор-ской, Куртымской, Кондинской, Зимней и других площадях (рис. 1). В этих же областях отмечаются тонкие прослои углей с содержанием Сорг 20-40 %, в отдельных образцах - 60 %.
Зрелость ОВ тюменской свиты (по 7"тах «Яоск-Еуа!») возрастает с юга на север от М^ до МК2 в районе Западно-Фроловской площади (рис. 2), что подтверждается единичными результатами проведенных углепетрографических исследований (табл. 1). Эти оценки согласуются с результатами, полученными А.Н.Фоминым для верхней части тюменской свиты [2].
Значения водородного индекса (Н1) изменяются в широких пределах, но эти вариации связаны не только с вариациями зрелости ОВ, сколько обусловлены изменением типа керогена.
Так, при градации катагенеза ПКз-МКт в образцах пород с концентрацией Сорг < 10 % в среднем Н1 составляет 100-250 мг УВ/г при большом разбросе значений кислородного индекса (01), что соответствует керогену преимущественно гумусового (III) типа.
При таком же уровне катагенеза породы с концентрацией Сорг > 10 % характеризуются повышенным Н1 (> 250 мг УВ/г Сорг), а 01 в них обычно не превышает 10 мг С02/г Сорг. Это может свидетельствовать об увеличении доли сапропелевой составляющей в ОВ пород из таких прослоев. На диаграммах Ван Кревелена (рис. 3) видно, что породы с разным содержанием Сорг различаются по типу ОВ.
Как показали исследования, проведенные авторами статьи, породы тюменской свиты с различной кон-
Таблица 1
Отражательная способность витринита (Н„) по верхним горизонтам
тюменской свиты
Градации катагенеза
Номер образца Скважина Глубина, м Возраст Петрографическое описание Ro, % по А.Э.Конторовичу по Н.Б.Вассоевичу
13414 Кашатская-23 2513,95 J2tm Линзы гелинита разного размера в общей минеральной массе 0,64 МК^ МК2
13159 Молодёжная 4 2574,60 J2tm Много привнесенных частиц с более высоким показателем отражения 0,67 МК^ мк2
13021 Западно-Фроловская-62 2812,90 J2tm Линзы гелинита, коллоте-линита, инертинита, в том числе привнесенных с общей минеральной массой 0,61 MKJ-MK^ мк,-мк2
13040 Западно-Фроловская-63 2731,78 J2tm Кварцевый алевролит, редко витринит (гелинит), нет свечения в УФ, липти-нит не виден 0,67 мк^ мк2
13258 Западно-Ташинская-10 2886,20 J2tm Небольшие линзы угля в кварцевой массе, структурный и бесструктурный витринит, фюзенит, есть привнесенный витринит 0,57 мк; мк,
13373 Шугурская-1 2190,60 J2tm Пирит, кварц, линзы коллотелинита (?), гелинита, редко встречается инертинит, единичные включения липтинита — кутинит (5 %) 0,55 мк; мк.
13817 Зимняя-25 2913,90 J2tm Редкие линзы гелинита в общей минеральной массе 0,56 мк; мк,
центрацией Сорг и значениями Н1 и 01 различаются по кинетическим характеристикам керогена (рис. 4). Так, образец породы (14110 из скв. Лисорская-42) с содержанием Сорг = 13,3 % и относительно повышенным Н! = 366 мг УВ/г Сорг имеет значительно большее
значение выхода продуктов пиролиза при относительно малых значениях энергий активации реакций по сравнению с образцом из той же зоны катагенеза, но менее обогащенным Сорг (13679 из скв. Куртымская-43, С0рг = 2,3 %, Н1 = 144 мг УВ/г Сорг). Это является
Рис. 2. СХЕМА КАТАГЕНЕЗА ОВ ВЕРХНИХ ГОРИЗОНТОВ ТЮМЕНСКОЙ СВИТЫ В ПРЕДЕЛАХ КАРАБАШСКОЙ ЗОНЫ И ПРИЛЕГАЮЩИХ РАЙОНОВ (по Ти, «Носк-Еуа!» и отражательной способности витринигта)
Градации катагенеза, Тт, °С: 1 - МК2 (440-445), 2- МКХ (435-440), 3-МКа (430-435)
Рис. 3. ТИП КЕРОГЕНА ОТЛОЖЕНИЙ ВЕРХНЕТЮМЕНСКОЙ ПОДСВИТЫ ПО ИНДЕКСАМ Н1 и 01 (А) И ИЗМЕНЕНИЕ ИНДЕКСА № КЕРОГЕНА НЕФТЕГАЗОМАГЕРИНСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ ТЮМЕНСКОЙ СВИТЫ С РОСТОМ КАТАГЕНЕЗА (Б)
Образцы пород с содержанием Сорг, %: 1 - < 10; 2-> 10; 1-1У - тип керогена -ГЕОЛОГИЯ НЕФТИ И ГАЗА, 6'2016 —
надежным показателем наличия значительно большей примеси сапропелевого ОВ в составе керогена обогащенных Сорг пород по сравнению с менее обогащенными.
Таким образом, материнские породы тюменской свиты содержат смесь как гумусового, так и гумусо-во-сапропелевого ОВ.
Следует отметить, что число обогащенных ОВ прослоев в разрезе верхнетюменской подсвиты увеличивается с запада на восток-севе-ро-восток изучаемой территории. Так, в скв. Кашатская-23, расположенной западнее остальных изученных, доля пород с повышенным содержанием Сорг и «более сапропелевым» типом ОВ составляет первые проценты мощности нефтема-теринских отложений. В скв. За-озерная-17 на долю таких пород приходится уже 10-15 %, а в скв. Ли-сорская-42 - около 25 % мощности. Наблюдаемое площадное изменение доли пород с ОВ «более сапропелевого» типа в разрезе объясняется сменой к северо-востоку фаций озерно-аллювиальных равнин, близких к зонам сноса остатков наземной растительности, фациями морской седиментации [2], что обеспечивало как повышение доли сапропелевого вещества в осадках, так и лучшую его сохранность вследствие более восстановительных обстановок осадконакопления, о чем свидетельствует невысокий 01 (1-10 С02/г Сорг) для образцов из этой зоны.
Отложения среднетюменской подсвиты значительно менее исследованы из-за плохой охарактеризованное™ керном. Но по немногочисленным данным связь между содержанием Сорг в породах и типом ОВ в среднетюменской подсвите, установленная для верхнетюменской подсвиты, также прослеживается. То же относится и к нижнетюменской подсвите.
В целом суммарная мощность глинистых и алевритоглинистых пород в отложениях тюменской свиты,
Красно ленинская НГО
ИОЛОМИ1|СКиГ<
I НГР Г^
ШСК2Л К
Приуральская НГО
Карабашский
НГЕ-г-Т
Уалтский НГР
Вврхиекомг.
Рис. 4. РАСПРЕДЕЛЕНИЕ ЭНЕРГИЙ АКТИВАЦИИ (Еа) РЕАКЦИЙ РАЗЛОЖЕНИЯ РАЗНЫХ ТИПОВ КЕРОГЕНА НЕФТЕГАЗОМАГЕРИНСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ ТЮМЕНСКОЙ СВИТЫ
относящихся к нефтематеринским, значительно меняется по площади из-за пестрой фациальной картины. В среднем доля материнских пород в разрезе тюменской свиты составляет 40-50 % ее мощности. Причем, в области, тяготеющей к зоне распространения отложений морских фаций, около 25 % мощности нефтематеринских пород приходится на гумусово-сапропелевое ОВ и 75 % — преимущественно гумусовое, а в области распространения озерно-аллювиальных отложений нефтегазоматеринские породы включают преимущественно гумусовое ОВ, способное генерировать в основном газы.
Очаги генерации УВ в отложениях тюменской свиты на западе оконтуриваются границами распространения отложений озерно-аллювиальных равнин, на юге - границей между зонами катагенеза этих отложений, соответствующей стадиям ПКз/МК, = 0,5 %) [3] или началу генерации У В ОВ преимущественно гумусового состава. Площади очагов постепенно увеличиваются от нижней подсвиты к верхней в связи с трансгрессией моря в юго-западном направлении.
Ориентировочная оценка удельных плотностей генерации УВ неф-тематеринскими толщами была проведена объемным методом по разнице между исходным индексом во-
70 60 50 40
30 20 10 о
40 50 60
Еа, кКал/моль
11 1 1 1 ' ' ■ 1 1 11 1 ■ 1 1 1 1 ' 1 1 1 1 1 1 1 ■ 1 1 1 1 ■ ■ ■ 1 1 ' 1 ' . Б
,,...
10 20 3 0 40 5 0 60 70
Еа, кКал/моль
Я0
90
Схшикмча Лабооа го о-ми uoveo Чомор оорсэиа Воэр«' Глуби-4L V С, s, s, s, с PI H) Ol
Лисорска»-42 11110 «74 Jjtril, 2888,5 13.33 1,68 48.75 1.31 432 0,03 366 10
Кургы»скав'43 13679 327 J/m, 2854,0 2.2В 0,20 3.26 0.45 430 0.06 144 20
Скважины: А - Лисорская-42, Б - Куртымская-43
Таблица 2
Параметры, используемые для подсчета масштабов эмиграции УВ из среднеюрских нефтегазоматеринских отложений
Для пород Для обогащенных ОВ пропластков
Градация катагенеза с фоновым содержанием Сорг (Сорг >Ю %)
(Tin« "Rock-Eval"), "С Н1с, коэффициент Н1С, коэффициент
мг УВ/r Сорг эмиграции мг УВ/r Сорг эмиграции
MKj (430-435) 230 0,3 340 0,50
МК^ (435-440) 180 0,4 290 0,55
МК^ (440-445) 150 0,5 240 0,60
Примечание. Принятые параметры для расчета: для фоновых содержаний Сорг (< 10 %) — HIq — 270 мг УВ/г Сорг, р„ароя - 2,6 г/см3; для про-лластков с содержанием С^, > 10 % - Hlg - 400 мг УВ/r Copr, p„opoH ~ 2,6 г/см3.
Рис. 5. СХЕМА МАСШТАБОВ ЭМИГРАЦИИ УВ ИЗ НЕФТЕМАТЕРИНСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ ВЕРХНЕТЮМЕНСКОЙ ПОДСВИТЫ
Краснолейинская НГО
1СНО/ЮНИНСКИ1
HrPis, ✓
»релокл«-
»обский НГР
Uhfrypou
чекдя-Kl
1С кая
Приуральская НГО
Умтский НГР
Ыскля-30
Карабошский
НГР
Тобольскийу СПНГР I
О 10 20 J0 км
|_ I
Плотность змиградии УВ. тыс. т/км1 О 100 200 300
1 - граница очага нефтегазообразования отложений верхнепоменской полсвиты; остальные усл. обозначения см. на рис. 1
северо-восточном тагенеза OB.
методом «Rock-Eval» для конкретной материнской толщи данного уровня катагенеза.
Начальный водородный индекс (Н10) для нефтематеринских пород верхнетюменской подсвиты был получен непосредственно при анализе методом « Rock-Еval» образцов керна из зон, в которых градации катагенеза ОВ не превышают стадий ПК3/МК1( т.е. из тех зон, где активные процессы генерации УВ в отложениях тюменской свиты еще не начались.
Для расчета масштабов генерации УВ принимались изменения HI с ростом катагенеза для разных типов ОВ материнских отложений тюменской свиты (табл. 2, см. рис. 3).
Плотности эмиграции УВ (q3M) оценивались путем умножения количества генерированных УВ на коэффициент эмиграции, который принимался в зависимости от типа ОВ и градации катагенеза по рассчитанным Т. К. Баженовой моделям эмиграции УВ для разных типов ОВ [5] (см. табл. 2).
Схематические карты масштабов эмиграции УВ из нефтегазома-теринских отложений средней юры приведены на рис. 5-7, суммарное количество эмигрировавших УВ — в табл. 3.
При оценке масштабов эмиграции УВ из отложений тюменской свиты не учитывались прослои углей, в которых содержание TOC составляет 25-60 %, a HI - 350-450 мг У В/г TOC, ввиду малой мощности таких прослоев в изученных разрезах.
В целом во всех закартирован-ных очагах генерации среднеюр-ских отложений наблюдается увеличение плотностей эмиграции УВ в направлении параллельно росту ка-
Закдючение
дорода (Hl0) до начала интенсивной генерации УВ и современным (Hic) по упрощенной методике Schmöker [4]. Эта разница рассматривается как количество генерированных УВ на единицу массы Сорг.
Современное содержание Сорг определялось как средневзвешенное по мощности материнской толщи в каждой скважине. Современные значения водородного индекса (Hic) рассчитывались как средние, полученные
Материнские породы тюменской свиты значительно обогащены ОВ, но в связи с невысоким катагенезом в пределах изучаемой территории, соответствующим
Рис. 6. СХЕМА МАСШТАБОВ ЭМИГРАЦИИ УВ ИЗ НЕФТЕМАГЕРИНСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ СРЕДНЕТЮМЕНСКОЙ ПОЛСВИТЫ
началу процессов нефтегазообра-зования, масштабы генерации УВ невелики. Ввиду того, что ОВ тюменской свиты представлено как гумусовым, так и сапропелевым типом, доля которого в породах увеличивается с юго-запада к северо-востоку Карабашской зоны, в отложениях тюменской свиты присутствуют как преимущественно газоматеринские, так и нефте-материнские породы, способные генерировать жидкие УВ. Наиболее продуктивная область выделяется на северо-востоке Карабашской зоны, характеризующаяся повышенным катагенезом и значительной долей сапропелевой составляющей в ОВ тюменской свиты.
В результате проведенных исследований были выделены материнские толщи в разрезе средней юры Карабашской зоны, оконтурены очаги генерации УВ и дана оценка масштабов генерации УВ. Проведенные исследования являются необходимым элементом общего комплекса работ по прогнозу нефтегазоносности и количественной оценки ресурсов УВ в Карабашской зоне и прилегающих к ней малоизученных территориях.
Литература
1. Атлас Геология и нефтега-зоносность Ханты-Мансийского автономного округа / Научно-аналитический центр рационального недропользования им. В.И.Шпильма- * . ^ - -
„ 1 - граница очага нефтегазообразования отложении среди етюменскои подсвиты;
на. - Ханты-Мансийск, 2004. остальные усл. обозначения см. на рис. 1
ORGANIC MATTER GEOCHEMISTRY AND THE ASSESSMENT OF HYDROCARBON MIGRATION FROM THE MID JURASSIC SOURCE ROCKS WITHIN KARABASHSKAYA AREA
Komkov ¡K„ Mozhegoua S.V., Dakhnooa M.V., Dolmatova I.V. (FSBI .AH-Russian Research Geological Oil Institute»)
The paper provides the results of oil-gas-potential study for Tyumen formation in the Karabashsky region of Western Siberia. Organic content of rocks, its maturity and oil-gas potential are considered, source series in the mid-Jurassic section are allocated, hydrocarbon generation kitchens are delineated and the generation scale is assessed.
Key words: Tyumen formation; source rocks; organic matter; generation kitchens; oil-gas-potential.
Красноленимская НГО
: полом ммский. НГР
ДОзалмсхля t,
No басни НГР
Im!»-4I;
AC»um»*»-)I
lifyrypoua !
• •
UJyrvpWM-'
Л «с oik ИЛИ 1
ГМИАЧСЧШ*'
Приуральская НГО
-UJe6yp<M4jH
Уватский НГР
: мл»-30
Карабашский НГР
Тобольский СПНГР
Плотность эмиграции УВ, тыс. т/«м 0 100 МО 300
Рис. 7. СХЕМА МАСШТАБОВ ЭМИГРАЦИИ УВ ИЗ НЕФТЕМАТЕРИНСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ НИЖНЕТЮМЕНСКОЙ ПОЛСВИТЫ
Крас но ленинская НГО
Кр^сиоломиоскиЯ
„ НГР f. -
тсаскаг-<2
1рАобсхий НГР
IDvj-ipouw-J Шуурскд»-!,
'вская
Приуральская
НГО
>башский
НГР
ПЛОТНОСТЬ ЭМИГР61.ИИ УВ. тыс. т/км'
Тобольский СПНГР
1 - граница очага нефтегазообразования отложений нижнетюменской подсвиты; остальные усл. обозначения см. на рис. 1
2. Конторович А.Э. Палеогеография Западно-Сибирского осадочного бассейна в юрском периоде / А.Э.Конторович, В.А.Конторо-вич, С.В.Рыжкова и др. // Геология и геофизика. - 2013. - Т. 54. -№ 8.
3. Фомин А.Н. Катагенез и перспективы нефтегазоносности юрских и доюрских отложений Красноленинского свода / А.Н.Фомин // Геология и геофизика. -1992 - № 6.
4. Schmoker J.W. Volumetric calculation of hydrocarbons generated / J.W.Schmoker / Eds.: LB.Ma-goon, W.G.Dow // The petroleum system - from source to trap: AAPG Memoir 60. - 1994.
5. Неручев С.Г. Оценка потенциальных ресурсов углеводородов на основе моделирования процессов их генерации, миграции и ак-кумляции / С.Г.Неручев, Т.К.Баженова. - СПБ.: Недра, 2006.
б Коллектив авторов, 2016
Иван Константинович Комков, геолог I категории, kudasl4@yandex.ru;
Светлана Васильевна Можегова, старший научный сотрудник, mozhegova@vnignl.ru;
Марина Виссарионовна йахнова, заведующая отделом, доктор геолого-минералогических наук, dakhnova@vnigni.ru;
Ирина Владимировна Аолматова, ученый секретарь, dolmatova@vnlgnl.ru.
Таблица 3
Суммарные масштабы эмиграции УВ из очага нефтегазообразования средней юры
Возраст очага нефтегазообразования Площадь, тыс. км2 Суммарная эмиграция УВ, млрд т Отношение нефть/газ*
Верхнетюменская подсвита 37,8 3,34 0,80
Средняя Среднетюменская подсвита 31,0 3,32 0,60
юра Нижнетюменская подсвита 25,7 3,41 0,60
Итого 10,07
* Отношение нефть/газ в составе эмигрировавших УВ дано на основании расчетных моделей генерации и эмиграции УВ гумусово-сапропеле-вым и сапропелево-гумусовым ОВ на ранних — средних градациях катагенеза [4].
