CC BY
79
Ключевые слова:
Вуктыльское НГКМ,
формирование,
газ,
нефть,
пермо-карбоновые отложения, среднедевонско-нижне-
среднефранский
нефте-газоносный
комплекс,
нефтегазо-
конденсатная
залежь,
литологический состав,
пиролитическое
исследование
пород,
свойства флюидов, условия формирования залежи.
УДК 553.98:550.4 (470.13)
К вопросу о формировании Вуктыльского НГКМ
В.Н. Данилов1, Ю.В. Кочкина1*
1 Филиал ООО «Газпром ВНИИГАЗ» в г. Ухта, Российская Федерация, 169330, Республика Коми, г. Ухта, ул. Севастопольская, д. 1-а
* E-mail: [email protected]; [email protected]
Тезисы. Вуктыльское нефтегазоконденсатное месторождение (НГКМ) расположено в Верхнепечорской впадине, выделяемой в составе Предуральского краевого прогиба Тимано-Печорского нефтегазоносного бассейна. Уникальная по запасам конденсатного газа залежь, открытая в 1964 г. в пермо-карбоновых отложениях, отличается от других месторождений Предуральского прогиба и Прикаспийской впадины в тех же карбонатных отложениях отсутствием сероводорода. Как показали исследования, Вуктыльское НГКМ расположено на западном плече древнего Печоро-Кожвинского палеограбена, в пределах которого в период ордовика-девона накопилась мощная толща карбонатных (ордовик - нижний девон) и терригенных (средний девон - нижний фран) отложений, обогащенных органическим веществом.
Как и на месторождениях юга Печоро-Кожвинского мегавала, первоначально образованная Вуктыльская нефтяная залежь была переформирована в нефтегазоконденсатную в результате последующего поступления в нее дополнительного количества газа.
В процессе погружения и дальнейшей инверсии территории в раннепермское время при активизации ступенчатой латерально-вертикальной миграции углеводородов из нефтегазоматеринских пород среднедевонского-нижне-среднефранского комплекса и было сформировано Вуктыльское НГКМ. Отсутствие в составе Вуктыльского газа кислых компонентов, являющихся непременным спутником залежей в карбонатных отложениях, свидетельствует о том, что источником его являются нефтегазоматеринские отложения терригенного девона.
На всем протяжении Предуральского краевого прогиба и далее в Прикаспийской впадине расположены гигантские месторождения: Вуктыльское, Оренбургское и Астраханское (рис. 1). Их роднят не только величина запасов, но и стратиграфическая приуроченность залежей к карбонатным отложениям перми-карбона (Вуктыльское и Оренбургское) и башкирского яруса карбона (Астраханское). Покрышками для залежей служат соленосные (Оренбургское и Астраханское) или сульфатно-глинистые отложения (Вуктыльское). В свое время В.П. Гаврилов [1] выделил крупный Предуральско-Предновоземельский пояс нефтегазонакопления субдукционно-обдукционного типа, в котором расположены упомянутые выше месторождения (рис. 2).
Астраханское газоконденсатное месторождение приурочено к одноименному своду, расположенному в юго-западной части Прикаспийской синеклизы. Размеры свода по замкнутой изогипсе минус 4200 м составляют 110*45 км, амплитуда 400 м. Оренбургское нефтегазоконденсатное месторождение (НГКМ) приурочено к одноименному валу, осложняющему северный склон Соль-Илецкого свода. Размер вала широтного простирания 130*(25...30) км, амплитуда 700 м. Вуктыльское НГКМ расположено в центральной части Верхнепечорской впадины Предуральского краевого прогиба и контролируется антиклинальной складкой надвигового типа субмеридионального простирания размерами 85*(4...5) км, амплитудой 1500 м.
В табл. 1 приведен сравнительный состав газов данных месторождений. Как видно, одной из основных особенностей газа Вуктыльского НГКМ является полное отсутствие в его составе сероводорода и незначительное содержание двуокиси углерода, как правило, являющихся непременными спутниками газов в карбонатных коллекторах. Уже далее к северу от Вуктыла, в Косью-Роговской впадине Предуральского краевого прогиба, все открытые месторождения газа (Интинское, Кожимское, Северо-Кожимское и Романъельское), залежи которых также приурочены к карбонатным отложениям пермо-карбона, содержат сероводород в количестве до 1,5.2,0 %
Рис. 1. Обзорная карта расположения Вуктыльского, Оренбургского и Астраханского месторождений
по объему и даже более (в Романъельском -до 4 %). Кроме этого, в непосредственной близости от Вуктыльского НГКМ, в западной части Верхнепечорской впадины на Юрвож-Большелягском месторождении, газ залежи в верхнедевонских карбонатах содержит 11,4 % сероводорода и 5,4 % углекислого газа.
Необходимо отметить, что еще вначале разработки Вуктыльского НГКМ отсутствие в газе кислых компонентов отмечалось специалистами ВНИИГАЗа. Попробуем объяснить их отсутствие, проанализировав условия формирования залежи.
В соответствии с картой фундамента Тимано-Печорского нефтегазоносного бас-
сейна (НГБ), построенной на основании магнитометрических, гравиметрических и сейсмических исследований, а также глубоких скважин, вскрывших породы фундамента в пределах бассейна, Вуктыльское НГКМ расположено внутри зоны Илыч-Чикшинского и Печорогородско-Переборского разломов, формирующих Печоро-Кожвинский мега-вал [2, с. 77, см. рис. 1], на западном «плече» Подчерем-Каменского разлома. Эта зона характеризуется развитием мощных толщ среднедевонско-нижнефранских терриген-ных отложений, сформировавшихся во время среднедевонского континентального рифто-генеза [3]. Временной разрез, пересекающий
Границы:
поясов субдукционно-обдукционного типа (I - Предуральско-Предновоземельского, III - Кавказско-Памирского), рифтогенноготипа (II - Западно-Сибирского)
— — предполагаемых поясов (IV - Среднерусского рифтогенного, V - Предверхоянского субдукционно-обдукционного)
...... формирующегося пояса нефтегазонакопления (VI - Восточно-Азиатского субдукционно-обдукционного)
Полюса нефтегазонакопления: | установленные
предполагаемые
Рис. 2. Пояса нефтегазонакопления России и прилегающих стран СНГ (по [1] с упрощениями)
Таблица 1
Состав пластовых газов Астраханского, Оренбургского и Вуктыльского месторождений1
Компонент Месторождение
Астраханское Оренбургское Вуктыльское
Метан, % об. 51,67 84,33 75,1
Этан, % об. 2,45 3,98 8,9
Пропан, % об. 0,92 1,65 3,6
Бутаны, % об. 0,59 0,81 1,5
С5+, % об. 3,65 1,58 6,4
Сероводород, % об. 25,34 1,66 -
Углекислый газ, % об. 14,62 0,57 0,1
Азот, % об. 0,72 5,42 4,4
Конденсат, г/м3 228,1 76,3 360,0
Индекс газа [С2+]2КГз84ЩС02]зНе1 [С^КГДЩСО,]^ [С^К^ЩСО^
Примечание. Здесь и далее в табл. 2: КГ - конденсат газовый.
1 См. Российская газовая энциклопедия / под ред. Р.И. Вяхирева. - М.: БСЭ, 2004. - С. 26, 59, 207.
Вуктыльское НГКМ (рис. 3), убедительно иллюстрирует его местоположение на «плече» палеограбена ступенчатым увеличением отложений В2-Бз:1-2 нефтегазоносного комплекса (НГК) к востоку, в сторону палеорифта. Проведенное грависейсмическое моделирование территории Предуральского краевого прогиба (В.И. Богацкий и др., 2004) показало, что на данной территории толщина синрифтовых отложений среднего девона - нижнего франа составляет не менее 3 км (рис. 4).
На Вуктыльской площади отложения Б2-Бз:1-2 НГК вскрыты скв. 40, 42, 51, 52, 58 в поднадвиговой (автохтонной) части разреза. Породы представлены аргиллитами от зеленоватых, темно-серых и коричневато-серых до почти черных (в бийском и колвинском горизонтах), алевролитами и песчаниками. Начиная с кедровского горизонта в отложениях отмечены прослои мергелей и известняков, количество которых увеличивается вверх по разрезу. В старооскольском горизонте растет доля крупнозернистых разностей с образованием на юге площади почти однородного песчаного пласта. Песчаники с запахом нефти.
Вышележащие отложения яранского, джьерского и тиманского горизонтов представлены переслаиванием аргиллитов, алевролитов с прослоями песчаников и известняков. Важная особенность джъерских отложений заключается в присутствии примеси пирокластики, туфов, покровов базальтовых лав. Саргаевские отложения, завершающие разрез терригенного поддоманикового девона, по своим литолого-фациальным особенностям близки к вышележащему карбонатному комплексу (Б^ш-С^). Толщина терригенных поддоманиковых отложений увеличивается с севера на юг от 184 (скв. 40) до 319 м (скв. 58).
По данным немногочисленных петро-физических исследований керна, отобранного в скв. 52 и 58, в отложениях Б2-Бз:1-2 тер-ригенного НГК присутствуют порово-кавер-нозно-трещинные коллекторы пористостью 5,3... 10 %. В скв. 52 их толщина составляет 24,6 м, в скв. 58 - 33,8 м.
К востоку, в зоне сочленения Среднепе-чорского поперечного поднятия и передовых складок Урала, расположена Югид-Вук-тыльская структура [2, с. 79, см. рис. 3]. Вскрытый разрез среднего девона на Югид-Вуктыльской площади резко отличается от разреза Вуктыльской площади и сопоставим
с разрезами палеограбенов Среднепечорского поперечного поднятия. Наиболее полный разрез среднего девона вскрыт скв. 1, где он составляет 850 м. Мощные пласты песчаников приурочены к старооскольскому горизонту и низам эйфельского яруса. В верхнеэйфель-ской части разреза выделено до 250 м темноцветных аргиллитов с прослоями алевролитов и песчаников.
С целью выявления типа исходного органического вещества (ОВ), степени его катагенеза и оценки генетического потенциала пород на Вуктыльском НГКМ и прилегающих площадях (Белой, Западно-Вуктыльской и Лебяжской, расположенных к западу от Вуктыла, и Вос-точно-Вуктыльской и Мишпарминской, выявленных к востоку) пиролитическим методом Яоск-Буа1 изучены породы от верхнего ордовика до артинского яруса нижней перми - всего 223 образца (рис. 5).
Содержание органического углерода (Сорг) в абсолютном большинстве исследованных образцов (193 шт.) зафиксировано в количестве от 0,0003 до 1,5 %, что характеризует данные породы как бедные НГМТ. Наблюдается тенденция к увеличению содержания Сорг вверх по разрезу. Наиболее высокие (до 5,97 %) значения этого показателя отмечаются в отложениях Су1-2 НГК, а в двух образцах достигают 9,5 % (скв. 3-Белая, С^б) и 17,23 % (скв. 2-Белая, С^б).
Пиролитические параметры ^ и 52, характеризующие качество НГМТ, невысокие, не превышают значений 0,5 и 4,5 мг УВ на грамм породы соответственно. Показания водородного индекса Н1, с помощью которого также можно оценить потенциал НГМТ, изменяются в большинстве образцов от 0,02 до 300 мг УВ на грамм Сорг, увеличиваясь лишь в некоторых образцах до 400 мг/г. Значения показателя Тмакс в большинстве образцов изменяются от 420 до 550 °С, что, согласно опубликованным данным [4, 5], соответствует стадиям катагенеза от МК2-3 (зона нефтяного окна) до МК4-5 (зона генерации «жирного» газа) и выше. В целом качество изученных потенциально НГМТ можно оценить как низкое и удо -влетворительное, но, учитывая достаточно высокую степень катагенеза ОВ исследованных образцов, пиролитические показатели Сорг, и 52 характеризуются на сегодня остаточными значениями, и их низкие значения свидетельствуют о выработанности генерационного
Печоро-Илычская моноклиналь
Козлаюская структура
Вуктьшьская
тектоническая
пластина
Ь2000
ИМ Ш2-3 2500 -( III1-2 Ш-1У
' " ' "'..у ^ ■■'■
3000-^
1 -1
Н2500
ИМ
Ш-1У
Ьзооо
Рис. 3. Верхнепечорская впадина: временной разрез по профилю 295-10. Увеличение толщины среднедевонских отложений к востоку
Рис. 4. Палеогеологический разрез Тимаизской структурно-тектонической зоны к началу кунгурского времени (Р^) (В .И. Богацкий и др., 2004)
потенциала отложений. Высоким УВ-потен-циалом и соответственно максимальными значениями Н1 (до 2920 и 3187 мг/г) на сегодняшний день характеризуются отдельные образцы из отложений О-Б! НГК, отобранные с глубин 6100.6900 м в поднадвиге Вуктыльской структуры (скв. 58-Вуктыл).
Определить тип ОВ по данным пиролиза можно на основании модифицированных диаграмм ван Кревелена, построенных в координатах либо Н1 и кислородного индекса О1, либо Н1 и Тмакс. На последнюю дополнительно наносятся линии отражательной способности витринита (в масле, Я°), в результате чего определяется и степень преобразованно-сти ОВ. На рис. 6 приведена диаграмма в координатах Н1 и Тмакс для исследованных образцов. По результатам пиролитических исследований установлено, что породы характеризуются распространением ОВ преимущественно гумусового типа в отложениях С1у-Р1 и С^^ НГК и гумусово-сапропелевого ОВ в породах Б^ш-С^ НГК. При этом можно отметить, что
образцы, отобранные из верхнедевонских отложений доманикоидного типа, в которых распространен преимущественно сапропелевый тип ОВ, обладают повышенным генетическим потенциалом и на графике смещаются в область более высоких значений Н1. Нижележащие отложения Б2-Б^1-2 НГК характеризуются развитием ОВ гумусово-сапропелевого типа, а отложения О-Б! НГК - ОВ исключительно сапропелевого типа, которое имеет более высокую степень преобразования, что сближает его по составу и характеристикам с гумусовым.
Реконструкция истории осадконакопле-ния и тепловой эволюции осадочной толщи Вуктыльского месторождения (рис. 7) свидетельствует о том, что девонские отложения уже в каменноугольный период достигли зоны катагенеза МК1-3 и были способны генерировать жидкие УВ, а начиная с триасового периода вступили в зону генерации газообразных УВ (градация катагенеза МК4-5). Каменноугольные и частично нижнепермские поднадвиго-вые отложения начиная с триасового периода
С1У2"Р1
Очень хорошая НГМТ Бедная НГМТ Бедная НГМТ
4 6 8 10 18 0 0,1 0,2 0,3 0,4 0 1
Удовлетв. НГМТ
100 200 3(10 400 500 6(0 1000 3000 4000 300 350 400
Удовлетв. потенциал
тос
Хороший потенциал
Удовлетворительный Незрелое ОВ потенциал
Ш1 952
500 550 £00
Рис. 5. Распределение пиролитических показателей пород Вуктыльского НГКМ и других площадей: ТОС - общее содержание органического углерода в породе, % масс.; ^ - свободные углеводороды (УВ). до 300 °С. мг УВ / г породы; Л'2 - углеводородные продукты пиролиза керогена и смолисто-асфальтеновых веществ, 300.. .600 °С, мг УВ / г породы; Н1 - водородный индекс, мг УВ / г Сорг; ГШ£ - максимальная температура выхода УВ при пиролизе керогена, °С; НГМТ - нефтегазоматеринская толща; ГЗН - главная зона нефтеобразования, ГЗГ - главная зона газообразования
Js 800
Н
700 600 500 400 300 200 100
Скв. 58-Вуктыльская
(поднадвиг): Скв. 1, 2, З-Белые:
• CiV1.2,CiV-Pi
а D3dm-C1t а D3dm-C1t
■ D-D3f, „ ■ D-Df „
х O-D1 х O-D1
Скв. 1-Восточно-Вуктыльская,
1, 2-Мишпарминские:
о СЛ.2,СЛ-р1
Д D3dm-C1t
■ о
0
390 410 430 450 470 490 510 530 550 570
590
T ,°с
макс'
Рис. 6. Модифицированная диаграмма ван Кревелена для образцов пород Верхнепечорской впадины. ОВ: I - морское озерное сапропеловое; II - морское смешанного типа; III - континентальное гумусовое
находятся в зоне «нефтяного окна» и дальнейшего катагенетического преобразования не испытывали.
О генезисе залежи позволяет также судить анализ индивидуального углеводородного состава флюидов. Изучение хемофосси-лий (н-алканов и изопренанов), распределения высокомолекулярных алканов, цикланов и аренов в составе пластовых флюидов (неф-тей, конденсатов) используется для генетической типизации и корреляции их с ОВ пород (битумоидами) для определения потенциально нефте- и газогенерирующих отложений2. Дифференциация или сходство флюидов по тем или иным показателям выявляются средствами математической статистики, наглядно изображаются с помощью различных графических построений и с учетом всего комплекса геолого-геофизических исследований территории могут быть использованы для
См. Неручев С.Г. Справочник по геохимии нефти
и газа / С.Г. Неручев, Е.А. Рогозина, В.К. Шиманский и др. - СПб: Недра, 1998. - 576 с.
определения источников генерации и условий миграции и заполнения ловушек.
Вуктыльское НГКМ разрабатывается с 1968 г., с этого же времени изучаются физико-химические свойства и проводится хромато-графический анализ проб добываемых на месторождении газа и конденсата, контролируется изменение их качественных показателей. Конденсат, отобранный из основной залежи пермо-карбоновых отложений на начальной стадии разработки, характеризуется плотностью 0,750.0,758 г/см3, содержит 63,5.70,5 % бензиновых фракций, 86,5.91,0 % фракций, выкипающих до 300 °С, 0,017.0,09 % серы. В компонентном составе конденсата выделено до 0,5 % смол, до 0,94 % твердых парафиновых УВ, асфальтены отсутствуют. В процессе разведки и текущей разработки по площади залежи установлены спорадические, развитые в виде линз и карманов, скопления нефти, а на южной периклинали выявлена нефтяная оторочка непромышленного значения. Нефть характеризуется плотностью в пределах 0,82.0,84 г/см3 и повышенным содержанием
---Г, °с
Рис. 7. Модель прогрева Вуктыльской площади (скв. 58)
о
т
р
р
с
с
с
р
с
с
с
р
р
р
р
р
Б
Б
парафинов (5,2.8,2 %); она малосмолистая, малоасфальтенистая, малосернистая.
Отмечается сходство составов жидких и газообразных УВ-флюидов Вуктыльского НГКМ с нефтями, конденсатами и газами девонских отложений южной части Печоро-Кожвинского мегавала и Среднепечорского поперечного поднятия. Жидкие флюиды объединяют высокие концентрации твердых парафиновых УВ, незначительное количество асфальто-смолистых веществ, низкое содержание серы. Для пластовых газов всех этих месторождений характерны повышенная жирность и высокое содержание конденсата (более 300 г/м3), полное отсутствие сероводорода и незначительное присутствие азота (менее 5 %). Состав пластовых газов приведен в табл. 2.
При сравнении индивидуального состава нефтей и конденсатов Вуктыльского НГКМ с флюидами Печорокожвинского, Печорого-родского и Югидского НГКМ, отобранными в первоначальных пластовых условиях (рис. 8), видно, что кривые их концентрационного распределения близки, характеризуются пиками нечетных алканов нС13, нС15, нС17, нС19, нС23, нС25, нС27. При этом в распределении алканов в конденсате основной залежи Вуктыла отмечается укороченный концентрационный ряд (до нС20-нС24) и заниженный выход низкоки-пящих УВ в области нС10-нС14, связанные, по-видимому, с условиями исследования проб в 1973-1975 гг. Во флюиде поднадвиговой залежи отмечается более дифференцированная кривая, и ряд удлиняется до нС31; наиболее длинным рядом нормальных алканов характеризуются конденсаты Печорокожвинской группы
месторождений (до нС34-нС38). Для нефтей всех этих месторождений характерны ярко выраженный «парафиновый горб» с повышенными концентрациями в области нС20-нС34, невысокое содержание изопренанов, что в Тимано-Печорском НГБ является отличительной чертой исходного ОВ нижне-среднедевонских отложений Печоро-Кожвинского очага генерации [6]. Пристан доминирует над фитаном в 1,5.4 раза, отношение этилбензола к сумме ксилолов составляет 0,14.0,21, что также является генетическим признаком исходного ОВ гумусово-сапропелевого типа, накапливающимся в умеренно-восстановительных условиях, и характерно для терригенного девона Тимано-Печорского НГБ2.
В то же время в составе флюидов Вуктыльс-кого НГКМ зафиксировано повышенное содержание ароматических УВ (в нефтях 0,9.1,7 % по массе, в конденсатах 3,3.5,6 %) по сравнению с флюидами юга Печоро-Кожвинского ме-гавала, в которых содержание ароматических УВ составляет в нефтях 0,3.0,9 % по массе, в конденсатах 1,7.1,8 %, что может свидетельствовать о повышенной доле гумусовой составляющей в составе исходного ОВ генерирующих отложений Вуктыла.
Ранее доказано вторичное образование нефтегазоконденсатных залежей в отложениях Б2-Б31"1-2 НГК на территории юга Печоро-Кожвинского мегавала при поступлении дополнительного количества газа в сингенетич-ные залежи нефти [6-8]. Поступление газообразных УВ связывается с их латеральной миграцией из глубокопогруженных НГМТ, содержащих ОВ гумусово-сапропелевого типа
Таблица 2
Сравнительный состав пластовых газов Вуктыльского, Западно-Соплесского, Югидского
и Печорокожвинского месторождений
Компонент Месторождение
Вуктыльское Западно-Соплесское Югидское Печорокожвинское
Метан, % об. 75,1 79,0 72,4 76,0
Этан, % об. 8,9 8,4 12,2 8,3
Пропан, % об. 3,6 3,0 4,9 4,0
Бутаны, % об. 1,5 1,2 2,0 1,8
С5+, % об. 6,4 6,1 6,6 6,7
Сероводород, % об. 0 0 0 0
Углекислый газ, % об. 0,1 1,1 0,5 0,3
Азот, % об. 4,4 1,2 1,4 2,9
Конденсат, г/м3 360,0 323,7 333,0 373,8
Индекс газа [С^К^ЩСО^ [С^К^ЩСО^Не! [С^К^ЩСО,]^ [С^К^ЩСО^Не!
Индивидуальные УВ Индивидуальные УВ
Рис. 8. Распределение алканов нормального строения во фракции выше 200 °С конденсатов Вуктыльского НГКМ (а) и Печорогородского, Печорокожвинского
и Югидского НГКМ (б)
территории Среднепечорского поперечного поднятия, в которых зафиксирована стадия катагенеза МК4-5, соответствующая процессам активной газогенерации. В результате такого поэтапного заполнения ловушек залежи месторождения характеризуются различными соотношениями запасов газа и нефти, и с удалением от Среднепечорского поднятия количество нефти и высота оторочки в них увеличиваются, а газосодержание пластовой нефти и жирность конденсатных газов уменьшаются. Вторичность залежей доказывается высоким конденсатным фактором (более 300 г/м3), преобладанием алканов в бензиновых фракциях конденсатов (56.68 % отн.), состав которых сходен с составом нефтей оторочек, высокой жирностью газа с содержанием гомологов метана до 10.13 % отн. [9]. Сопоставление составов флюидов Вуктыльского НГКМ и флюидов юга Печоро-Кожвинского мегавала свидетельствует об однотипности их исходного ОВ и сходстве условий формирования данных месторождений.
Таким образом, комплексный анализ данных пиролиза пород, степени катагенеза ОВ отложений, результатов изучения физико-химических свойств и индивидуального состава УВ пластовых флюидов позволяет утверждать, что флюиды основной нефтегазокон-денсатной залежи пермско-каменноугольных
отложений Вуктыльского НГКМ сформированы за счет реализации нефтегазомате-ринского потенциала исходного ОВ гумусово-сапропелевого типа высокой степени преобразования терригенных отложений девонского возраста. Формирование залежи происходило в результате неоднократного заполнения ловушки УВ различного фазового состояния (сначала нефтью, а затем газом) за счет ступенчатой латерально-вертикальной миграции. Высокое содержание конденсата в пластовом газе связано с вторичным преобразованием исходной залежи нефти, в которой переизбыток поступивших газовых УВ привел к ретроградному испарению низкокипящих нефтяных УВ.
Источником поступления нефтяных и газовых УВ, несомненно, является мощная толща отложений нижнего и среднего палеозоя, накопившаяся в пределах юго-восточного окончания Печоро-Кожвинского палеограбена (см. рис. 4). Уральский орогенез, сформировавший высокоамплитудную Вуктыльскую ловушку, стал также механизмом ее «инъекционного» заполнения генерированными в палеогра-бене УВ. Отсутствие в составе Вуктыльского газа кислых компонентов, являющихся непременными спутниками залежей в карбонатных отложениях, связано с их нейтрализацией соединениями железа терригенных отложений среднедевонско-нижне-среднефранского НГК.
Список литературы
1. Гаврилов В.П. Геодинамическая модель нефтегазообразования в литосфере
и ее следствия / В.П. Гаврилов // Геология нефти и газа. - 1998. - № 6. - С. 2-12.
2. Данилов В.Н. Перспективы восполнения сырьевой базы Вуктыльского нефтегазоконденсатного месторождения /
B.Н. Данилов // Вести газовой науки: Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих регионов России. -
М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2016. - № 1 (25). -
C. 75-82.
3. Теплов Е.Л. Природные резервуары нефтегазоносных комплексов Тимано-Печорской провинции / Е.Л. Теплов, П.К. Костыгова, З.В. Ларионова и др. -СПб.: Реноме, 2011. - 286 с.
4. Баженова О.К. Геология и геохимия нефти и газа / О.К. Баженова, Ю.К. Бурлин,
Б .А. Соколов, В.Е. Хаин. - М.: МГУ, 2012. -432 с.
5. Хант Дж. Геохимия и геология нефти и газа / Дж. Хант. - М.: Мир, 1982. - 703 с.
6. Данилевский С. А. Геофлюидальные системы Тимано-Печорской провинции / С.А. Данилевский, З.П. Склярова,
Ю.М. Трифачев. - Ухта: ТП НИЦ, 2003. - 298 с.
7. Анищенко Л.А. Геология природных углеводородов европейского севера России (флюидные углеводородные системы) / Л.А. Анищенко, Л.З. Аминов, В.А. Дедеев
и др. - Сыктывкар: Коми НЦ УрО РАН, 1994. -179 с.
8. Данилов В.Н. Геохимические и тектонические условия формирования ловушек и залежей углеводородов юга Печоро-Кожвинского мегавала / В.Н. Данилов, Ю.В. Кочкина // Геология нефти и газа. - 2016. - № 1. -
С. 77-85.
9. Чахмахчев В.А. Геохимия процесса миграции углеводородных систем. - М.: Недра, 1983. -231 с.
To generation of Vuktyl oil-gas-condensate field
V.N. Danilov1, Yu.V. Kochkina1*
1 Gazprom VNIIGAZ LLC Ukhta Subsidiary, Bld. 1-a, Sevastopolskaya street, Ukhta, Komi Republic, 169330, Russian Federation
* E-mail: [email protected]
Abstract. Vuktyl oil-gas-condensate field (OGCF) is located in Upper-Pechora depression, which is outlined in a body of Pre-Ural fore deep of Timan-Pechora oil-gas-bearing basin. This unique deposit abundant with reserves of rich gas was discovered in 1964 in the Permian-Carboniferous sediments. It differs from other fields of Pre-Ural fore deep and Caspian lowland located in the same Carboniferous sediments with absence of stink damp. According to the results of studies, Vuktyl OGCF expands at a western shoulder of ancient Pechora-Kozhva paleograben, where in Ordovician-Devonian period a huge thickness of carbonate (Ordovician-Lower-Devonian) and terrigenous (Middle-Devonian-Lower-Frasnian) sediments enriched with organic matter has accumulated.
Like the fields at the south of Pechora-Kozhva megaswell, an initial oil Vuktyl deposit was rearranged into an oil-gas-condensate one due to posterior inflow of additional amount of gas.
Vuktyl field has been formed in course of submersion and further inversion of the territory in Early-Permian stage at activation of graded lateral-vertical migration of hydrocarbons from Middle-Devonian-Lower-Middle-Frasnian oil-and-gas source rocks. Absence of acid components in the Vuktyl gas, which are the necessary companions od carbonate deposits, testifies that this gas originates from the terrigenous Devonian source rocks.
Keywords: Vuktyl oil-gas-condensate field, generation, oil, gas, Permian-Carboniferous sediments, Middle-Devonian-Lower-Frasnian oil-gas-bearing complex, oil-gas-condensate deposit, lithological composition, pyrolytic studying of rocks, conditions of deposit generation.
References
1. GAVRILOV, V.P. Geodynamic model of oil and gas generation in the lithosphere and its aftereffects [Geodinamicheskaya model neftegazoobrazovaniya v litosfere i yeye sledstviya]. Geologiya Nefti i Gaza. 1998, no. 6, pp. 2-12. ISSN 0016-7894. (Russ.).
2. DANILOV, V.N. Outlooks for supplementation of raw materials reserves at the Vuktyl oil-gascondensate fi eld [Perspektivy vospolneniya syryevoy bazy Vyktylskogo neftegazokondensatnogo mestorozhdeniya]. Vesti Gazovoy Nauki. Moscow: Gazprom VNIIGAZ LLC, 2016, no. 1 (25): Issues for resource provision of gasextractive regions of Russia, pp. 75-82. ISSN 2306-8949. (Russ.).
3. TEPLOV, Ye.L., P.K. KOSTYGOVA, Z.V. LARIONOVA et al. Natural reservoirs ofoil-gas-bearing complexes in Timan-Pechora province [Prirodnyye rezervuary neftegazonosnykh kompleksov Timano-Pechorskoy provintsii]. St.-Petersburg: Renome, 2011. (Russ.).
4. BAZHENOVA, O.K., Yu.K. BURLIN, B.A. SOKOLOV, V.Ye. KHAIN. Geology and geochemistry of oil and gas [Geologiya i geokhimiya nefti i gaza]. Moscow: Lomonosov Moscow state University, 2012. (Russ.).
5. HUNT, J.M. Petroleum geo chemistry and geology. San Francisco, 1979.
6. DANILEVSKIY, S.A., Z.P. SKLYAROVA, Yu.M. TRIFACHEV. Geofluidal systems of Timan-Pechora province [Geofluidalnyye sistemy Timano-Pechorskoy provintsii]. Ukhta: TP NITs, 2003. (Russ.).
7. ANISHCHENKO, L.A., L.Z. AMINOV, V.A. DEDEYEV et al. Geology of natural hydrocarbons at European North of Russia (fluidal hydrocarbon systems) [Geologiya prirodnykh uglevodorodov evropeyskogo severa Rossii (fluidalnyye uglevodorodnyye sistemy)]. Syktyvkar: Komi Science Centre, Ural Branch of RAS, 1994. (Russ.).
8. DANILOV, V.N., Yu.V. KOCHKINA Geochemical and tectonic conditions of hydrocarbon traps and deposits generation at the south of Pechora-Kozhva megaswell [Geokhimicheskiye i tektonicheskiye usloviya formirovaniya lovushek i zalezhey uglevodorodov yuga Pechoro-Kozhvinskogo megavala]. Geologiya Nefti i Gaza. 2016, no. 1, pp. 77-85. ISSN 0016-7894. (Russ.).
9. CHAKHMACHEV, V.A. Geochemistry of hydrocarbon systems migration [Geokhimiya protsessa migratsii uglevodorodnykh sistem]. Moscow: Nedra, 1983. (Russ.).
