Характеристика рассеянного органического вещества пород южной части Печоро-Кожвинского мегавала Текст научной статьи по специальности «Науки о Земле и смежные экологические науки»

УДК 553.98:550.4 (470.13)

В.Н. Данилов, И.Р. Макарова, Ю.В. Кочкина

Характеристика рассеянного органического вещества пород южной части Печоро-Кожвинского мегавала

Ключевые слова:

органическое вещество, катагенез, пиролиз,

петрографический анализ,

очаги нефтегазо-образования.

Keywords:

organic matter,

catagenesis,

pyrolysis,

petrographic

analysis,

nidi of oil-and-gas generation.

В настоящее время разведанность начальных суммарных ресурсов углеводородного сырья Тимано-Печорской провинции (ТПП) составляет почти 50 %. За редким исключением открываются только мелкие месторождения. Один из районов, где активно ведутся геологоразведочные работы, - южная часть Печоро-Кожвинского мегавала (ПКМ) и примыкающая к нему территория севера Среднепечорского поперечного поднятия (СИП). Только за последнее десятилетие здесь открыто пять новых месторождений углеводородов (УВ), являющихся ценным газохимическим сырьем для Сосногорского газоперерабатывающего завода. Вместе с тем геология рассматриваемого района очень сложна, открываемые месторождения имеют различное фазовое состояние УВ. Поэтому выяснение условий формирования месторождений - ключ к прогнозированию новых открытий.

Основным этапом изучения условий формирования и закономерностей размещения залежей УВ является выделение нефтегазоматеринских пород по количеству, типу и степени катагенетической преобразованности содержащегося в породе рассеянного органического вещества (РОВ). Вопрос распространения нефте-газоматеринских пород в пределах ТПП изучался многими геологами, в том числе Л.А. Анищенко, Т.К. Баженовой, С.С. Клименко, Д. А. Бушневым, С.А. Данилевским, И.Р. Макаровой, З.П. Скляровой и др.

Исследованию по методу Коск-БуаТ и петрографическому анализу подверглась коллекция пород в возрастном диапазоне от нижнего девона до перми, собранная на отдельных месторождениях юга ПКМ и севера СПП (Западно-Печорокожвинское нефтяное (НМ), Северо-Югыдское, Югыдское, Югыд-Соплесское нефтегазоконден-сатные (НГКМ)) (рис. 1). Всего исследовано 46 образцов, из них по 4 образца отложений возраста С1у-Р и Б1, 11 образцов нефтегазоносного комплекса (НГК) Б^ш-С^, 18 образцов отложений Б2 и 9 образцов подкомплекса Бз:1-2. Сводная геохимическая характеристика разрезов изученных скважин по данным пиролитического метода Яоск-Буа1 представлена на рис. 2-5. В соответствии с классификацией Е.С. Ларской по содержанию органического углерода (Сорг) абсолютное большинство исследованных образцов относится к категории низко- и среднепродуктивных с содержанием Сорг до 2 %. Повышенными концентрациями Сорг (до 5,44-13,37 %) характеризуются образцы, отобранные из отложений доманикоидного (б.Ыо) типа в скважинах Западно-Печорокожвинского и Северо-Югыдского месторождений.

Для идентификации типа органического вещества (ОВ) в исследованных образцах была использована модифицированная диаграмма ван Кревелена, на осях координат которой нанесены значения водородного (Н1) и кислородного индексов (01) (рис. 6). Эти индексы не зависят от количества ОВ, а в значительной степени связаны с элементным составом керогена, который предопределяется условиями захоронения и преобразования ОВ [1].

При исследовании ОВ отложений Б2-Бз: Югыдского, Северо-Югыдского и Югыд-Соплесского месторождений выявлено, что в них преобладает дисперсное ОВ, встречены зооостатки (зоопланктон), в незначительном количестве

1 Метод Rock-Eval (от англ. rock - порода и evaluation - оценка) - стандартный пиролиз-

хроматографический экспрессный автоматизированный метод изучения органического вещества в микронавесках (до 100 мг) проб шлама и керна на пиролитическом анализаторе Rock-Eval (Espitalie J., Deroo G., 1973; Rock-Eval method).

. ГЛ Сигавейское

V

х

\

Южно-Лиственичное

Я

-Лыжское

I

\Южно-Лыжс t i \ V \

> % \

л

Северо-Кожвинское

\ Западно-Г

^Печорокожвинское

Каменское

Печорокожвинское

Ч V

ie 'I—k Печорогородское

\ Ч \ г ^

Кыртаельское

Южно- ^^ I 2.4 Кыртаельское

Северо-Югыдское

Югыдское

\lI 6-3

\

^ Аранецкое II 6 N

10 20 30 40

50 км

Границы и индексы тектонических элементов:

~- надпорядковых:

I Печорская синеклиза

II Предуральский краевой прогиб

II Ижма-Печорская впадина

I 2 Печоро-Кожвинский мегавал

I ^ Большесынинская впадина

I I 6 Среднепечорское поднятие

II 7 Верхнепечорская впадина —п— —п— II порядка:

I 2-4 Лыжско-Кыртаельский вал

I 2-5 Печорогородская ступень

И6.1 Худоель-Войская антиклинальнаязона

И6_2 Даниловскаядепрессия

Иб-з Аранец-Переборская антиклинальная зона

Месторождения:

нефтегазоконденсатные

С нефтяные

Рис. 1. Тектоническое и нефтегазогеологическое районирование южной части ПКМ

и северной части СПП

присутствуют растительные остатки, споры растений, фитопланктон (рис. 7, 8). Степень катагенеза, определенная по цвету немногочисленных спор, соответствует зоне нефтеобразования и изменяется в пределах градаций МК - МК3. На диаграмме (см. рис. 6), являющейся аналогом диаграммы ван Кревелена, видно, что образцы характеризуются невысоким 01 в диапазоне от 1 до 22 мг СО2 / г Сорг и повышенными значениями Н1 (до 400 мг УВ / г Сорг), в них преобладает ОВ, которое может быть соотнесено с I и II типами керогена. Следует отметить, что ранее для II типа керогена, представленного сапропелевыми микрокомпонентами, было выделено три подтипа [2], характеристика которых приведена в таблице. Данное разделение позволяет с большей степенью обоснованности сопоставлять и анализировать пиролитические данные с учетом исходного состава ОВ. Выделенные подтипы на модифицированной диаграмме

ван Кревелена сближаются со всеми тремя типами керогена. В соответствии с этой характеристикой образец из инт. 3630,5-3636,5 м в скв. 1-Северо-Югыдская (см. рис. 7) следует отнести к подтипу ОВ II-1, хотя он и попадает на диаграмме (см. рис. 6) в область значений керогена I. Различия в составе подтипов сапропелевого ОВ особенно важно учитывать для «псевдогумусового» ОВ подтипа II-2, часто сопоставляемого с керогеном III типа, поскольку породы с разными типами кероге-на отличаются начальными температурными условиями нефте- и газообразования [3].

На Югыдской площади в разрезе скв. 62 в образцах пород с глубин от 3400 до 4100 м (D2ef2) наблюдаются сильная минерализация и оквар-цевание по органике, присутствуют фрамбоиды пирита, установлена кальцитизация по трещинам. Такая значительная переработка органики связана с влиянием интрузий, присутствие которых в этом интервале разреза установлено

II

5

II

II

7

0

Свободные УВ до 300 °С мг УВ / г породы

Рис. 2. Сводная геохимическая характеристика разреза скв. 1, 5 Северо-Югыдского НГКМ

УВ-продукты пиролиза керогена и смолисто-асфальте-новых веществ 300-600 °С S2, мг УВ / г породы

О О

ю

Количество СО2, выделившегося при пиролизе керогена S3C02, МГ СО2/ г породы

CP CP CP o g? o^ 00

Генерационный потенциал породы S1 + S2, мг УВ/ г породы

Температура максимального выхода УВ при пиролизе керогена Гмах, °С

о «л о «л о «л о

Р^ Р^ ТГ ТГ «Л «Л ЧО ТГ ТГ ТГ ТГ "t ТГ "t

Индекс продуктивности PI = S1/(S1 + S2), мг УВ / г породы

OQQQ О

Водородный индекс HI, мгУВ/гС

о оо оо О® № О I/) о l^FH rtN NM

_1_I_I_1_

эюг/(ег)

Система

НИЖНИИ

- С,

Отдел

Щт

С,у

Ярус

НИЖНИИ

Щщ СРЕДНИЙ - ВЕРХНИЙ - Б31т2 3

Подъярус

Надгоризонт

ВОЛГОГРАДСКИИ-ЗАДОНСКИИ-ЕЛЕЦКИИ - 03уд-гс!-е1

Го ризо нт

Свита, подсвита

Глубина, м

\

Вынос керна

■1

Н/г-проявления

0,10 0,20 0,30 0,40

V и

1 ^ Р м

* 3

5

о Ч • §

■ I

1Г

420 430 440 450 460

€ I

1 ^

50

100

150

200

250

* ч! м

И>1ЛУН ИСШЕЩ июза • >lинdo90 ряээьинхэх-оньАвн

081

9 юг / (S3) I °N

ДЕВОНСКА

-о

я

о

О

Cd

о to S К

s -

re о

X

£

rt п К К

s

№ ■в № Я H п

п H

к »

SS о

к а

о\

К)

о\

т

s

о

к

е -

е X

Ч «

F

m

■ Ч"

1111

Р

I

1 I i1

il

m

ииээсу a0H0HJ9d хи^ошвндоИош винэьэиоэдо ojoHodAoad mai/gody

СТАРООСКОЛЬСКИЙ

Djkm-rs

ОМРИНСКИЙ -Di от

КЕДРОВСКИЙ - D¡ k d

НИЖНЕ-СРЕДНЕЧИКШИНСКАЯ - D,ck,,

ВЕРШЧИКШИНСКАЯ-H?lIJIbCKM-DA¡!

ЛОХКОВСКИЙ - D, 1

Рис. 4. Сводная геохимическая характеристика разреза скв. 100, 7 Югыд-Соплесского НГКМ

S2, мг УВ / г породы

^3ео2- «гУВ/ г породы

г породы

тг « ГЦ ю о ^

Р1, мг УВ / г породы

•Л® «Л О «Л

Н1, мг УВ I гС

м м ^

оо о о

+ мг УВ I

Г ,°С

мг УВ / г породы

Я,, мг УВ / г породы

Я; + мг УВ / г породы

Т ,°С

Р1, мг УВ / г породы

Ш, мг УВ / гС

I I

Рис. 5. Сводная геохимическая характеристика разреза скв. 1 Западно-Печорокожвинского НМ

1700

X

>

S

и

600

II

500

400

D3SP

300

200

D3tm-3 ■

«D2ck

dz

»C,v

• ЮгыдскоеНГКМ | Северо-Югыдское НГКМ

Западно-Печорокожвинское НМ

0 Югыд-Соплесское НГКМ

Тип керогена:

1 - морское озерное сапропелевое ОВ

II - морское смешанного типа ОВ

III - континентальное гумусовое ОВ

100

D3tm-s-D3dzr

±z^D2cj 3-'

• „ *3dz: et2

|D3dm ^D3dm |D2ck3-iz

• D2ef2 •D2ef2

rPik

D3dzr

^k

)3zd-el

D3zd-el

D3dzr

C1v

D2ck3-iz

D2ck3-iz D3zd-el

•Cit •D2ef2

D2dz

жР.и •

D3dm

50

100

150

Ol, мг C02 / г Сорг

Рис. 6. Классификация типов материнских пород с помощью водородного и кислородного индексов по месторождениям. Модифицированная диаграмма ван Кревелена [1]

по результатам выноса керна. С этим же фактором, очевидно, связана и высокая степень преобразования керогена нижележащих нижнедевонских отложений. В керне, отобранном из нижней части разреза скв. 62-Югыдская с глубин более 4000 м (D1-2), зафиксировано снижение пиро-литических показателей S1 (свободные УВ - до 300 °С) и S2 (УВ-продукты гидролиза керогена и смолисто-асфальтеновых веществ (САВ) -300-600 °С). Это свидетельствует, что породы реализовали свой генетический потенциал. В тех же образцах наблюдается снижение водородного индекса до 5,4 - 21 - 33 мг УВ / г Сор„ за счет чего они на графике попадают в зону ОВ III типа (см. рис. 6). Однако по результатам петрографических исследований в них зафиксировано сапропелевое ОВ «псевдогумусового»

подтипа П-2, в составе которого преобладают детрит (бактериопланктон) и зооостатки, тогда как споры и ткани растений единичны (рис. 9). Таким образом, понижение водородного индекса в данных образцах связано с тем, что ОВ, в состав которого входят остатки сапропелевых микрокомпонентов, имеющих чисто морское происхождение, значительно преобразовано, а оставшиеся водорослевые целлюлозные оболочки и хитин по свойствам и составу сближают это ОВ с гумусовым.

При исследовании образцов керна Западно-Печорокожвинской площади выявлено, что отложения D2-Dзf НГК характеризуются пониженным Ш (78,9-115,4 мг УВ / Сорг) и высоким О! (37,8-138,9 мг СО2 / г Сорг). На рис. 6 данные породы попадают в зону более ароматического

I

D

0

0

Рис. 7. Скв. 1-Северо-Югыдская, D2ck3-iz, инт. 3630,5-3636,5 м, сапропелевое ОВ: крупные фрагменты зоопланктона, единичные споры, подтип ОВ II-1 [2], на рис. 6 попадает в область значений керогена I. Увеличение х200

Рис. 8. Скв. 1-Северо-Югыдская, D2ck3-iz, инт. 3446,3-3452,6 м, сапропелевое ОВ: детрит, споры; подтип сапропелевого ОВ II-3 [2], на рис. 6 попадает в область значений керогена II. Увеличение х200

Характеристика исходного состава подтипов сапропелевого ОВ

и их сопоставление с типами керогена

Типы керогена [1] Состав исходного ОВ в пределах НП типов керогена [1] Подтипы сапропелевого ОВ [2] Состав сапропелевого ОВ в пределах подтипов [2] Соотношение подтипов сапропелевого ОВ с I-III типами керогена по пиролитическим характеристикам

I Водоросли - -

II Сапропелевое ОВ (зооостатки, водоросли) с примесью гумусового ОВ (остатки высших растении) II-1 Сапропелевое ОВ (зооостатки с единичными водорослями) «Псевдоводорослевое ОВ», соответствует по пиролитическим данным керогену I типа, образуется в резко восстановительных и восстановительных условиях

II-3 Сапропелевое ОВ смешанного состава (зоо-и растительные остатки -водоросли, реже споры, гумус) Соответствует по пиролитическим данным области, характерной для керогена II типа

II-2 Окисленное сапропелевое ОВ «Псевдогумусовое ОВ» [3], по пиролитическим данным попадает в область, характерную для керогена III типа, вследствие окисленности и преобразованности ОВ

Сапропелевое вещество (зооостатки) высокой степени катагенетической преобразованности

III Гумусовое ОВ - -

керогена III типа. В результате микроскопических исследований образцов керна выявлено, что в них присутствуют мелкий детрит, споры, гумусовое ОВ. Таким образом, состав ОВ и его пиролитические характеристики позволяют отнести образец к III типу кероге-на (рис. 10). Споры в образцах присутствуют в весьма значительном количестве. По цветовой шкале катагенеза микрофитофоссилий и характеристике оболочек спор в скважинах

Западно-Печорокожвинского месторождения степень катагенеза среднедевонско-франских отложений определяется более уверенно, чем в скважинах Югыдской площади, и составляет МК2-МК3, ближе к МК3. В связи с тем что в составе ОВ преобладает гумус, для Печорогородс-кого и Печорокожвинского месторождений установлено более высокое, чем в скважинах Югыдс-кой зоны, количество определений отражательной способности витринита [4].

Рис. 9. Скв. 62-Югыдская, инт. 4417-4423 м, Dj, сапропелевое ОВ: крупные зооостатки, детрит, детритофаги, подтип сапропелевого ОВ II-2 [2], на рис. 6 попадает в область значений керогена III типа вследствие высокой степени преобразованности и окисленности органического вещества.

Увеличение х200

Рис. 10. Скв. 1-Западно-Печорокожвинская, инт. 3660,74-3662,97 м, D2ck3-iz: гумусовое ОВ, остатки высших растений, споры, на рис. 6 попадает в область керогена III типа, градация катагенеза МК2-3. Увеличение х200

В целом исследованные отложения средне-девонско-франского и раннедевонского возраста являются среднепродуктивными, характеризуются содержанием С^ 1-2 %, общим генетическим потенциалом Рр до 3 кг УВ / т породы. Температура максимального прогрева отложений (Тшах) зафиксирована на уровне 440-461 °С. Степень катагенеза ОВ в образцах среднедевонско-франского возраста соответствует главной зоне нефтеобразо-вания, в нижнедевонских отложениях Югыд-Соплесской площади - главной зоне газообразования.

Таким образом, по результатам петрографического и пиролитического исследований образцов керна в рассмотренном районе в разрезе отложений НГК и нижележащего подкомплекса Б1 четко обособляются две зоны:

1) Югыдская, включающая территорию южной части Лыжско-Кыртаельского вала и СПП (изучены Югыдское, Северо-Югыдское и Югыд-Соплесское месторождения). В соответствующих образцах керна установлено преобладание морской сапропелевой составляющей (II тип керогена). В образцах этой зоны в большом количестве присутствует дисперсное ОВ, встречены зооостатки (зоопланктон), в незначительном количестве наличествуют растительные остатки, споры, фитопланктон. Степень катагенеза, определенная по цвету немногочисленных спор, близка

к зоне нефтеобразования (МК1 - МК3, увеличивается в нижнедевонских отложениях до стадий МК4-5);

2) Печорогородская, выделенная на территории юга Печорогородской ступени (изучено Западно-Печорокожвинское месторождение). В образцах породы керогена III типа наблюдаются мелкий детрит, споры, гумусовое ОВ. Поскольку споры присутствуют в более значительном количестве, степень катагенеза определяется увереннее, чем в скважинах Югыдской зоны, и составляет МК2 - МК3, ближе к МК3.

В вышележащих отложениях отмеченная зональность не наблюдается. Однако породы D3dm-C1t НГК делятся на две группы:

1) образцы отложений доманикоидного (s.lato) типа в скважинах Западно-Печорокож-винского и Северо-Югыдского месторождений. Для них характерны: увеличение содержания Сорг (до 5,44-13,37 %), высокие значения генетического потенциала (Pp в диапазоне 23,46-55,07 кг УВ / т породы) и водородного индекса (HI до 3,99 кг УВ / т Сорг). В шлифах пород из скв. 1-Западно-Печорокожвинская отмечены крупные фрагменты фауны и детрита, меланосклериты (детритофаги), водорослей нет. Единичные споры пиритизированы (рис. 11). В образцах пород из скв. 5-Северо-Югыдская преобладает зоопланктон, в незначительном количестве присутствуют споры, фитопланктон. Таким образом, кероген

Рис. 11. Скв. 1-Западно-Печорокожвинская, инт. 3210,84-3217,14 м, Б3«р, сапропелевое ОВ: детрит, крупные зооостатки: подтип сапропелевого ОВ 11-1 [2], на рис. 6 попадает в область значений керогена I типа. Увеличение х400

Рис. 12. Скв. 100-Югыд-Соплесская, инт. 1245-1249 м, P1k, разрушенное пыльцевое зерно и спора. Увеличение х600

содержит ОВ в основном I типа (см. рис. 6) и является потенциально нефтематеринским; степень катагенеза ОВ, определенная по желтому с темно-коричневым оттенком цвету спор, соответствует стадии МК1-2, по значениям пи-ролитического показателя (температура максимального прогрева отложений составляет 439-441 °С) отложения также находятся в главной зоне нефтеобразования [3];

2) образцы вышележащей Б^-С^ толщи, в которых преобладает кероген II и III типов. Они характеризуются: невысоким водородным индексом (до 150 мг УВ / С ), пониженным общим Рр, который составляет до 1 кг УВ / т породы. В шлифах присутствуют дисперсное ОВ, зоопланктон, споры и фитопланктон. Значения показателя Тшах максимальны (442-450 °С) в нижней части разреза и снижаются с уменьшением глубины залегания отложений до 419-421 °С. Степень катагенеза образцов соответствует стадиям МК1 - МК3.

В вышележащих отложениях, от визейско-нижнепермского до триасового НГК, на всей территории южной части ПКМ преимущественно развит III тип керогена [4, 5]. В изученных образцах отложений возрастов С3у, Р^, Р2и по сравнению с нижележащими отложениями отмечается незначительный рост УВ-потенциала: увеличение количества С^ до 2-3 %, повышение Рр до 5 кг / т породы и в то же время более низкие значения Тшах (397-434 °С). По результатам микроскопических исследований в шлифах

выделены споры, пыльца (рис. 12), ткани растений, остатки фауны (III тип керогена на рис. 6); градация катагенеза (ПК - МК1) соответствует началу генерации УВ. Из-за невысокой степени катагенной преобразованное™ ОВ реализация генерационного потенциала отложений этого возраста низка.

Таким образом, выявленные особенности состава исходного ОВ нефтегазоматерин-ских отложений позволяют выделить на изучаемой территории два очага нефтегазоо-бразования в среднедевонско-франском НГК: Югыдский - с преобладанием морской сапропелевой составляющей в составе РОВ (II тип керогена), обособленный на территории Лыжско-Кыртаельского вала, и Печорогородский - с высокой долей континентальной гумусовой составляющей в составе РОВ (III тип керогена), приуроченный к Печорогородской ступени. В вышележащих отложениях, от доманиково-турнейского до триасового НГК, данного разделения не наблюдается. Выделенные очаги нефтегазообразования согласуются с изменениями состава и свойств нефтей и газов, минерализации пластовых вод, отмеченными на месторождениях рассматриваемой территории [6].

Нефтегазоматеринские породы Югыдского очага характеризуются более высоким содержанием сапропелевой составляющей в исходном ОВ и в то же время имеют более

высокую степень катагенеза. Для средне-девонско-франских отложений этого очага свойственна генерация в основном УВ нефтяного ряда. Генерация газа происходила, очевидно, в нижележащих отложениях ордовикско-нижнедевонского НГК. Можно предположить, что в результате катагенетического преобразования и одновременно гидротермального воздействия, приводящих к более высокой степени температурного преобразования пород и ОВ, происходила деструкция жидких УВ нефтяного ряда на более простые газовые соединения. Это предположение не противоречит полученным данным по составу ОВ и его зрелости, поскольку известно, что с ростом степени катагенеза сапропелевое ОВ сближается по свойствам с гумусовым и способно генерировать флюиды газового состава.

Нефтегазоматеринские породы Печорого-родского очага содержат изначально повышенное количество гумусовой составляющей в исходном ОВ, поэтому для этой зоны естественно предположить генерацию газовых УВ в большем масштабе по сравнению с Югыдским очагом. Месторождения УВ, связанные с Печорого-родским очагом, характеризуются более высоким количеством поступившего в ловушки генерированного газа, о чем свидетельствуют высокий коэффициент заполнения ловушек (близкий к единице) и более высокий процент запасов

Список литературы

1. Тиссо Б.П. Образование и распространение нефти / Б.П. Тиссо, Д.Х. Вельте; пер. с англ. -М.: Мир, 1981. - 501 с.

2. Данилов В.Н. Основные результаты изучения органического вещества и УВ-флюидов Адакской площади / В.Н. Данилов,

Л.В. Огданец, И.Р. Макарова и др. // Нефтегазовая геология. Теория и практика. -2011. - Т. 6. - № 2. - С. 27. - http://www.ngtp.ru/ rub/1/22_2011.pdf (проверено 24.11.2015)

3. Суханов А. А. Сравнение результатов исследования органического вещества доманикоидных отложений различными методами в связи с диагностикой нефтегазоносности силурийских отложений Калининградской области / А.А. Суханов, А.А. Отмас (ст.), И.Р. Макарова // Нефтегазовая геология. Теория и практика. - 2012. - Т. 7. -№ 3. - http://www.ngtp.ru/rub/4/42_2012.pdf (проверено 24.11.2015)

газа на Печорогородском и Печорокожвинском месторождениях. В составе конденсатов этого очага содержится повышенное количество ас-фальтосмолопарафиновых компонентов. Кроме того, в индивидуальном составе УВ-флюидов Печорогородской ступени отмечены повышенное количество ароматических соединений и преобладание циклогексанов в составе фракции НК-130 °С, доминирование нечетных изомеров в составе длинноцепочечных алканов во фракции выше 200 °С [6], что подтверждает выводы о более высоком процентном содержании гумусовой составляющей в исходном ОВ Печорогородского очага и согласуется с результатами микроскопических исследований.

Выделенные очаги нефтегазообразования, где нефтегазоматеринские породы характеризуются различными типами исходного ОВ и разной степенью геотермической преоб-разованности, от которых зависит генерация преимущественно жидких или газообразных пластовых флюидов, в дальнейшем могут быть использованы для прогнозирования фазового состава УВ новых месторождений. Особенность органического вещества нефте-газоматеринских пород этих очагов состоит в том, что здесь наблюдается нарушение глубинной катагенетической зональности, обусловленное дополнительным влиянием интрузий на преобразование ОВ.

4. Данилевский С.А. Геофлюидальные системы Тимано-Печорской провинции / С.А. Данилевский, З.П. Склярова, Ю.М. Трифачев. - Ухта, 2003. - 298 с.

5. Клименко С.С. Особенности нафтидогенеза в Тимано-Печорском нефтегазоносном бассейне / С.С. Клименко, Л.А. Анищенко // Известия Коми НЦ УрО РАН. - 2010. -

№ 1. - С. 61. - http:// www.izvestia.komisc.ru/ Archive/i02_ann.files/klimenko.pdf (проверено 24.11.2015)

6. Кочкина Ю .В. Анализ и сравнительная характеристика флюидов среднедевонско-нижнефранского НГК южной части Печоро-Кожвинского мегавала / Ю. В. Кочкина, Л.В. Огданец // М-лы юб. конф. ВНИГРИ «Проблемы воспроизводства запасов нефти

и газа в современных условиях», посвященной 85-летию ВНИГРИ. Санкт-Петербург, 23-24 октября 2014. - СПб.: ФГУП «ВНИГРИ», 2014. - (1 CD-R).