CC BY
17
УДК 553.98(571.1)
ИСТОРИЯ ГЕНЕРАЦИИ НАФТИДОВ В ПРЕДЪЕНИСЕЙСКОМ ОСАДОЧНОМ БАССЕЙНЕ
Юрий Федорович Филиппов
Институт нефтегазовой геологии и геофизики им. А. А. Трофимука СО РАН, 630090, Россия, г. Новосибирск, пр. Академика Коптюга, 3, кандидат геолого-минералогических наук, старший научный сотрудник, тел. (383)330-13-62, е-mail: [email protected]
Лев Маркович Бурштейн
Институт нефтегазовой геологии и геофизики им. А. А. Трофимука СО РАН, 630090, Россия, г. Новосибирск, пр. Академика Коптюга, 3, доктор геолого-минералогических наук, главный научный сотрудник, тел. (383)335-64-26, е-mail: [email protected]
Выполнены палеореконструкции погружений осадочных толщ Предъенисейского осадочного бассейна. С учетом геотермических градиентов и данных пиролитических исследований органического вещества проведено одномерное моделирование реализации нефтегазо-генерационного потенциала нефтематеринских пород, уточнены исторические условия генерации и сохранности потенциальных залежей углеводородов.
Ключевые слова: Предъенисейский осадочный бассейн, верхнепротерозойско-палеозойские комлексы, палеореконструкции, условия генерации, нефтегазоносность.
HISTORY OF OIL AND GAS GENERATION OF THE PRE-YENISEY SEDIMENTARY BASIN
Yuri F. Filippov
Trofimuk Institute of Petroleum Geology and Geophysics SB RAS, 630090, Russia, Novosibirsk, 3 Аkademik Koptyug Prospect, Ph. D., Senior Researcher, tel. (383)330-13-62, е-mail: [email protected]
Lev M. Burshtein
Trofimuk Institute of Petroleum Geology and Geophysics SB RAS, 630090, Russia, Novosibirsk, 3 Аkademik Koptyug Prospect, D. Sc., Chief Researcher, tel. (383)335-64-26, е-mail: [email protected]
Paleo reconstructions of the submerged sediments of the Pre-Yenisey sedimentary basin were performed. Taking into account geothermal gradients and data of pyrolytic studies of organic matter, a one-dimensional simulation of the oil and gas generation potential realization of oil-bearing rocks was carried out. The historical conditions for the generation and conservation of potential hydrocarbon deposits were refined.
Key words: Pre-Yenisey sedimentary basin, Upper Proterozoic-Paleozoic unit, paleorecon-structions, conditions for the generation, petroleum potential.
В последние годы благодаря масштабным геолого-геофизическим работам подтверждены предположения о развитии на левобережье Енисея под мезозой-ско-кайнозойским чехлом Западно-Сибирской геосинеклизы осадочного верх-недокембрийско-палеозойского субплатформенного комплекса пород, образующих Предъенисейский осадочный бассейн [1-4]. Одним из важных моментов при оценке его потенциальной нефтегазоносности является вопрос наличия потенциальных нефтематеринских толщ, а также условий генерации и сохранности возможных залежей углеводородов.
По современным представлениям стратиграфических уровней, на которых располагаются основные генераторы углеводородов в Предъенисейском бассейне, было как минимум два [5-8]. Наличие в верхнем венде и кембрии аллох-тонных битумоидов разных биогеохимических подгрупп [6-8] подтверждает, что образование УВ происходило в разных источниках. Одним из них могли быть осадочные породы докембрия (в составе нафтидов скв. Лемок-1 идентифицированы 12- и 13-монометилкаланы, которые ранее установлены только в докембрийских и нижнекембрийских нефтях Сибирской платформы и Омана [6]). Другим - пайдугинская свита, аналог куонамской формации кембрия Сибирской платформы.
Согласно выполненным палеогеодинамическим реконструкциям бассейна [9], наиболее древними комплексами в составе слабодислоцированного (субплатформенного) осадочного чехла бассейна должны быть толщи моложе позднего неопротерозоя. Мощных осадков этого возраста с высоким нефтеге-нерационным потенциалом в прилегающих районах Сибирской платформы и Енисейского кряжа пока не найдено. Тем не менее не исключен вариант присутствия в глубоких частях разреза более древних (рифейских) черносланцевых толщ, аналогичных таковым на Енисейском кряже и в прилегающих районах Сибирской платформы, большой нефтегазогенерационный потенциал которых получил подтверждение [10 и др.]. Об этом, в частности, свидетельствуют геохимические исследования нафтидов.
Другой нефтепроизводящей толщей в Предъенисейском осадочном бассейне могли быть пайдугинская и чурбигинская свиты нижнего-среднего кембрия. Для пайдугинской свиты характерны максимальные для кембрийского разреза концентрации органического углерода (Сорг) - от 0,7 до 2,2 % на породу [7-8]. Ее неполная мощность в разрезе скв. Восток-1 составляет около 120 м. Чурбигинская свита (более 200 м) в среднем менее обогащена органическим углеродом (0,04-0,3 %, в редких тонких прослоях до 8 %).
Для воссоздания динамики процессов нафтидогенеза целесообразно-вы-полнить палеореконструкции осадконакопления и погружений, термальной истории и реализации нефтегазогенерационного потенциала нефтематеринских пород. Попытка такого одномерного моделирования по нескольким разрезам впервые для Предъенисейского бассейна представлена в настоящей работе. Моделирование выполнялось с использованием программного комплекса ТЕМ^ (Beicip Franlab). Анализ состава и мощностей сейсмостратиграфических комплексов, выделенных на разрезах МОГТ, косвенная региональная оценка вероятного наличия и мощности средне- и верхнепалеозойских толщ, времени и масштабов денудации позволили получить динамические модели погружений для разрезов различных районов. Графические представления двух таких реконструкций приведены на рис. 1.
В условиях преимущественно карбонатного разреза и, как следствие, отсутствия возможности прямых замеров R0 оценка зрелости ОВ проводилась люминесцентно-битуминологическим методом и методом Rock-Eval в ИНГГ СО РАН (лаборатория А.Н. Фомина). В условиях низких содержаний Сорг (деся-
тые доли % в целом по разрезу, за исключением райгинско-пайдугинской толщи и редких глинистых прослоев, где средние значения превышают 1%) и наличия аллохтонной примеси к значениям выхода новообразованных углеводородов (пик S2) и оценкам Тмах нужно относиться осторожно. Тем не менее как элементный состав керогена, так и данные пиролиза свидетельствуют о полноте реализации нефтегенерационного потенциала в большей части венд-кембрийских толщ [6-8]. Модельная палеотемпературная и катагенетическая (расчетные значения Ro) зональность, а также выделенные по известным соотношениям зоны генерации нефти и газа показаны на рис. 1.
Рис. 1. Графики погружений осадочных комплексов, температур, зрелости ОВ и зон нефтегазообразования по результатам моделирования для различных районов бассейна: А) скв. Восток-3; Б) скв. Восток-4
На графике видно, что в западной части бассейна (скв. Восток-3) процесс генерации нефти мог продолжаться с венда (для рифейских нефтематеринских толщ) до девона (для среднекембрийских) на глубинах около 4 км. В восточных частях для эвенкийского уровня он мог продолжаться до перми. В процессе дальнейших вертикальных движений и катагенетических преобразований ОВ кембрийских и верхневендских толщ на западе бассейна оказалось в промежуточной зоне нефтегазообразования (конденсат и жирный газ), а нижневендские и ри-фейские - в глубинной зоне сухого газа (рифейские уже с кембрия-ордовика). В восточной части все докембрийские отложения находились в глубинной зоне генерации сухого газа, начиная с силура и заканчивая триасовым временем, а в зоне смешанного нефтегазообразования остались только кембрийские комплексы.
Для получения более наглядной картины процессов генерации УВ были выполнены модельные расчеты для двух потенциально нефтематеринских толщ - рифейской и пайдугинской (нижний-средний кембрий) в районе скв.
Восток-3. При этом надо иметь в виду, что имеющиеся на сегодня данные не позволяют корректно выполнить точные оценки объема генерированных УВ. В модель были заложены условные (исходя из внешних аналогий) первичные параметры. Соответственно, оценка масштабов генерации может быть представлена только в условных единицах. На рис. 2 представлены графики интенсивности процессов генерации в этих толщах с дифференциацией по фазовому составу. Видно, что основной пик генерации УВ для рифейских толщ (при наличии в них нефтематеринских пород) должен начаться с венда и закончиться к ордовику (нефть) и мезозою (газ). Для пайдугинской толщи процесс нефте-газообразования мог начаться с ордовика и протекать вплоть до триаса, когда началась глобальная перестройка во время пфальцской фазы герцинского тектонического цикла. Кроме того, небольшой вторичный пик нефтегазообразова-ния отмечается для этого уровня уже в мелу и палеогене.
Рис. 2. Графики генерации УВ потенциально нефтематеринских толщ по результатам моделирования в скв. Восток-3
Возможно, именно этот факт и отвечает на вопрос о фиксируемом сосуществовании в изученных разрезах нафтидов различного генезиса и различной степени вторичной преобразованности, как доведенных до стадии антраксоли-тов, так и битумоидов, содержащих мигрантноспособные углеводороды. Судя по приведенной модели, первые - продукты метаморфизма раннее образованных нафтидов, вторые - продукты поздних стадий катагенеза, как оставшегося первичного рассеянного ОВ, так и тяжелых компонентов нафтидов, образованных в процессе фазовой дифференциации.
Из этого можно сделать вывод о типах потенциальных залежей в бассейне: во-первых, это могут быть остаточные залежи тяжелых смолистых нефтей, во-вторых - конденсатного и сухого газа.
В заключении отметим, что значительные объемы генерированных УВ (особенно докембрийских) могли быть подвергнуты не только значительному метаморфизму, но и масштабной деструкции в триасовое время, когда амплитуда вертикальных движений достигала 4 км и большая часть палеозойского разреза (а в некоторых районах включая весь кембрий) была денудирована. Находящиеся восточнее благоприятные зоны для нефтегазонакопления (резервуары в рифогенных карбонатах) могли сыграть свою положительную роль только при наличии более древних (довендских?) нефтематеринских толщ. Поскольку этот вопрос на сегодня не решен, выполнить корректно количественную оценку масштабов нефтегазообразования в бассейне затруднительно.
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК
1. Предъенисейская нефтегазоносная провинция - новый перспективный объект поисков нефти и газа в Сибири / А. Э. Конторович, В. А. Конторович, Ю. Ф. Филиппов и др. // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2006. - № 5-6. - С. 9-23.
2. Филиппов Ю. Ф., Сараев С. В., Коровников И. В. Стратиграфия и корреляция кембрийских отложений Предъенисейского осадочного бассейна Западной Сибири // Геология и геофизика. - 2014. - Т. 55, №5-6. - С. 891-905.
3. Венд Предъенисейского осадочного бассейна (юго-восток Западной Сибири) / Д. В. Гражданкин, А. Э. Конторович, В. А. Конторович и др. // Геология и геофизика. -2015. - Т. 56, № 4. - С. 718-734.
4. Филиппов Ю. Ф. Сейсмогеологическая модель верхнепротерозойско-палеозойских комплексов Предъенисейского осадочного бассейна на востоке Западной Сибири // Интерэкспо ГЕО-Сибирь-2014. Х Междунар. науч. конгр. : Междунар. науч. конф. «Недропользование. Горное дело. Направления и технологии поиска, разведки и разработки месторождений полезных ископаемых. Геоэкология» : сб. материалов в 4 т. (Новосибирск, 8-18 апреля 2014 г.). - Новосибирск : СГГА, 2014. Т. 1. - С. 176-181.
5. Филиппов Ю. Ф. Перспективы нефтегазоносности Предъенисейского осадочного бассейна // Геология нефти и газа. - 2016. - № 6. - С. 35-45.
6. Конторович А.Э., Костырева Е.А. Нафтиды кембрия Предъенисейской субровинции // Геология нефти и газа. - 2011. - Т. 52, № 5. - С. 73-77.
7. Геохимия органического вещества кембрия Предъенисейской субпровинции Сибири (по результатам бурения скважин Восток-1 и Восток-3) / А. Э. Конторович, Е. А. Костырева, С. В. Сараев и др. // Геология и геофизика. - 2011. - Т. 52, № 6. - С. 737-750.
8. Литология и органическая геохимия венда Предъенисейской субпровинции (по результатам бурения скв. Восток-3) / А. Э. Конторович, Е. А. Костырева, С. В. Сараев и др. // Геология и геофизика. - 2011. - Т. 52, № 9. - С. 1213-1221.
9. Филиппов Ю. Ф. Геодинамическая эволюция Предъенисейского осадочного бассейна на юго-востоке Западной Сибири // Интерэкспо ГЕО-Сибирь-2016. XII Междунар. науч. конгр. : Междунар. науч. конф. «Недропользование. Горное дело. Направления и технологии поиска, разведки и разработки месторождений полезных ископаемых. Геоэкология» : сб. материалов в 4 т. (Новосибирск, 18-22 апреля 2016 г.). - Новосибирск : СГУГиТ, 2016. Т. 1. -С.150-155.
10. Геологическое строение и условия формирования гигантской Юрубчено-Тохомской зоны нефтегазонакопления в верхнем протерозое Сибирской платформы / А. Э. Конторович, А. Н. Изосимова, А. А. Конторович и др. // Геология и геофизика. -1996. - Т. 52, № 8. - С. 166-195.
© Ю. Ф. Филиппов, Л. М. Бурштейн, 2017
