CC BY
42
ноябрь, 2012 г., № 11
УДК 553.98 (470.1)
КАТАГЕНЕЗ ОРГАНИЧЕСКОГО ВЕЩЕСТВА ОСАДОЧНЫХ ТОЛЩ ОМРА-СОЙВННСКОГО РАЙОНА
Л. А. Анищенко1 С. С. Клименко2 О. В. Валяева1
И. С. Котик1
1Институт геологии Коми НЦ УрО РАН, Сыктывкар, iskotik@geo.komisc.ru 2ООО «БашНИПИнефть», Уфа
Рассматриваются результаты углепетрографических, геохимических и пиролитических исследований девонских отложений в пределах Омра-Сойвинского района. Рассчитаны палеотемпературные градиенты и построены модели катагенетического прогрева палеозойских отложений, показавшие, что вследствие различной глубинной зональности катагенеза одновозрастные толщи на разных участках проходили главную фазу нефтегенерации не одновременно.
Ключевые слова: катагенез, органическое вещество, отражательная способность витринита
CATAGENESIS OF ORGANIC MATTER OF SEDIMENTARY SEQUENCE IN OMRA-SOYVA DISTRICT
L. A. Anishchenko, S. S. Klimenko, O. V. Valyaeva, I. S. Kotik
institute of Geology Komi SC UB RAS, Syktyvkar 2Company «Bashnipineft», Ufa
The results of coal-petrographic, geochemical and pyrolysis research of Devonian sediments within Omra-Soyva district are presented in the paper. Paleotemperature gradients were calculated, and models of catagenetic heating of Paleozoic sediments were constructed. They showed that in different parts coeval strata underwent the main oil generation stage not simultaneously, which can be explained by the different abyssal zonation of catagenesis.
Keywords: catagenesis, organic matter, vitrinite reflectance.
Омра-Сойвинский район является старейшим нефтегазодобывающим районом Тимано-Печорской провинции. Вопросы геологического строения, формирования месторождений нефти и газа, геохимии углеводородов залежей и битумоидов неоднократно рассматривались в многочисленных научных изданиях (А. Я. Кремс, Б. Я. Вассерман, Н. В. Матвиевская, И. С. Гольберг, Г. С. Калмыков, Г. П. Курбский, 3. М. Кузьбожева, С. Г. Неру-чев, Л. А. Анищенко, Т. К. Баженова,
В. И. Богацкий, В. А. Чахмачев, Н. И. Никонов и др.). Однако ряд вопросов требует уточнения и детализации. На основании опубликованных данных и дополнительных исследований уточняются катагенетическая глубинная зональность разреза осадочных толщ, углеводородный потенциал органического вещества (ОВ) и стратифика-
ция проявления этапов генерации и эмиграции нефти и газа.
Многочисленными советскими и зарубежными исследователями доказана возможность использования величины отражательной способности витринита (ОСВ — Яо, %) для определения степени преобразования углей и рассеянного ОВ при биохимических термокаталитических процессах в эволюционном развитии осадочных бассейнов. Принята международная шкала размерности категенетическо-го ряда [1, 2]. Подстадии катагенеза выделяются в рамках соответствующих величин ОСВ: протокатагенез до Яо = 0.5 %; мезокатегенез от МК1 > 0.5 до МК5 = 1.98 % и т. д.
Данные по величинам ОСВ Омра-Сойвинского района имеются по семи скважинам и в основном для узкого стратиграфического интерва-
ла (В2). Фактические величины ОСВ соответствуют стадиям катагенеза МК1 и МК2 (см. таблицу).
Оценка вертикального ряда катагенеза, стратиграфического и гипсометрического положения стадий в разрезе проводилась с использованием величины градиента ОСВ (Яо/1 км; Ко/100°). Вычисление градиента проводилось с учетом палеоглубины залегания толщ, реконструкция которой возможна по геологической информации, сведениям о пористости глин и песчаников, сопоставлению с другими регионами (эталонами). Современные глубины исследованных глинистых пород катагенез которых соответствует стадии МК1, в основном не превышают 1 км, а глубины гипсометрического положения стадий МК2 не больше 1.5 км (см. таблицу).
Результаты углепетрографических исследований глинистых пород
№ п/п Площадь, № скв. Современная глубина, м Возраст ОСВ, Яо, % Стадия катагенеза Исследователь
1 Войвож 786 Е>2ку 0.57 МК, *Калмыков Г. С.
2 Нибельская-6 878 0.59 МК, Степанов Ю. В.
3 Верхнеомринская-31 939 0,йп 0.59 МК, *Калмыков Г. С.
4 Нижнеомринская-288 1034 0.67 МК, * Калмыков Г. С.
5 Нижнеомринская-82 929 0.60 МК, Степанов Ю. В.
6 Нижнеомринская-82 1099 0.58 МК, Степанов Ю. В.
7 Нижнеомринская-431 1122 о2 0.82 МК2 Степанов Ю. В.
8 Нижнеомринская-1 1005 о2 0.67 МК, Степанов Ю. В.
*Данные отражательной способности взяты из работы Г. С. Калмыкова, В. Н. Лету-невского [6].
Реконструкция палеоглубин свидетельствует о значительном размыве отложений: от 300—400 до 800—1000 м на заключительных этапах развития бассейна. Градиенты ОСВ (Яо/км) изменяются от 0.46 до 0.41 на Омра-Сой-винском поднятии, за его пределами, в районе Троицко-Печорской и Дже-больской площадей, градиент снижается до величин 0.3, а на северо-запад повышается до 0.48—0.5. Изменения градиента по латерали соответствуют опубликованным данным по древним платформам [3]. На антеклизах древних платформ катагенетический ряд имеет сокращенную мощность (ПК— МК1 — 1.5—2 км), а в пределах впадин растянут по мощности. Полученные данные могут отражать проявление неравномерности температурного режима недр в различных тектонических областях девонского бассейна и изменение толщины вертикальной катагенетической зональности в девонских толщах. Ранее проявление трех типов зональности (сокращенной, умеренной и растянутой) было
отмечено в пермских отложениях [4, 5]. Растянутая катагенетическая шкала характерна для краевого прогиба, сокращенная — для стабильных условий платформ. В девонских толщах отмечается аналогичная тенденция. На Омра-Сойвинском поднятии установлена умеренно сокращенная шкала катагенеза. Средний градиент (Яо/км) составляет ~ 0.42±0.01 %. На рис. 1 показан профиль катагенетических разрезов с четырьмя катагенетически-ми зонами: ПК3, МК1, МК2, МК3. Исследования показали неполный ряд катагенетической шкалы. В пределах Омра-Сойвинского поднятия осадочные отложения не вышли из зоны нефтегенерации (конец нефтегенера-ции Яо = 1.3 %;). На западе, в пределах Войвожской и Нибельской площадей, катагенез ОВ осадочных толщ заканчивается стадией МК2. При этом толщи девона испытали термические условия стадии МК1, а стадия МК2 проявляется в толщах нижнего ордовика, которые непосредственно подстилают эйфельские отложения. На
Нижней Омре катагенетический разрез наращивается стадией МК3, которая охватывает в основном отложения нижнего и среднего ордовика. В зоне МК2 находятся отложения ордовика, силура и эйфельского яруса среднего девона на востоке. Гипсометрическое положение изореспленд, фиксирую -щих границы стадиальных зон, практически выдерживается на одном уровне, за исключением скважин 473, 418. По этим скважинам разбивка производилась по пиролитическим и химико-битуминологическим данным (рис. 2). Результаты массовых химико-битуминологических исследований (лаборатории Ухтинской экспедиции) показывают, что распределение содержания органического углерода (Сорг) и хлороформенного биту-моида (ХБ) в породах скважин 408, 418, 473 неравномерное. Повышенная концентрация Сорг (от более 2 до 8— 10 %) и высокий выход ХБ приурочены к доманиковым, сирачойским и ти-манским отложениям. В узком стратиграфическом интервале сосредоточены богатые и очень богатые нефтегазоматеринские породы (НГМП). В остальной части разреза развиты бедные и средние НГМП. До глубины 750—800 м выход битумоидов и содержание в них метанонафтеновых УВ незначительные, соответствующие содержанию ХБ в зонах протокатагенеза. Высокий коэффициент нечетности высокомолекулярных п-ал-канов (К нч С24—С31 1.5—2) свидетельствует о незрелом характере битумо-
Рис. 1. Профиль катагенетических разрезов Омра-Сойвинского района
! 5 г ? X С орг., % Р ХБ, % МН УВ. % к НЧ, С^з, Р1, о м7 УВ °2* г С орг.
(Я О. О £ 2 4 6 I 1 1 2 I 4 6 8 1 1 1 10 20 30 . . . 0.5 1 1.5 2 I I I I 0.5 1 1.5 2 1 I 1 1 100 200 300 400 I I I I
с 200 I 1 1
300 •• 1 Л • • • • 1 1
400 / 1 1 1
500 *• 1 1
0 (т 600 • • * » • Г 1 1 1
700 1 1
V • + • \ 9 1 1
800 • л- у • 1
900 • • Ч •"Г? г • Vе • \ • • X • • н* • \ • • / • • 4 1 • . • •/#
• • • X - • Т 4
1000 • • • • 1 . I
ог 1100 • • • • *• 1 1
• незрелое , нефтегенерация оставшийся УВ потенциал
Б, 1200 • I ОВ
Рис. 2. Изменение геохимических показателей по разрезу скважин 408, 418, 473 в Нижнеомринском районе (составили О. В. Валяева, Л. А. Анищенко)
зоо гя и»
0рамя |мпм лат)
Рис. 3. Модель погружения и катагенеза пород по скважине 1-Нижняя Омра (составили Л. А. Анищенко, И. С. Котик)
ида. Интенсивная генерация битумо-ида (РХБ 6—8 %) отмечается с глубин 750—800 м. Аналогичные глубины зафиксированы пиролитическим методом (Коск-Буа1, ВНИГНИ) по показателям степени превращенности ОВ (Р1 = Б^^; Ттах = 430 °С). Величины Р1 = 0.1 и Ттах = 430 °С отбивают начало зоны нефтегенерации (стадию МК1). Аргиллиты доманика (скв. 473, 418) по величинам коэффициента превращенности являются незрелыми
(Сорг 4-1-8-2 %; Р 0-05-0-07; Ттах
423—427°С). Аргиллиты саргаевских отложений вступили в зону нефтегене-рации (Сорг 0.7—2.5 %; Р1 0.12-0.13 %). В зону газоконденсатогенерации слан-
цы доманика вступили к востоку от Омра-Сойвинского района на Дже-больской и Троицко-Печорской площадях (скв. 1-Троицко-Печорская, 18-Джебольская). Здесь доманик залегает на глубинах 2500—2570 м и получены соответствующие величины преобразованности (Р1 0.3-0.37; Ттах 439-445 °С). Самые высокие значения УВ потенциала обнаружены в дома-никовых сланцах ^/С 15-50 мг
УВ/г Сорг; 32/Сорг 336-450 мг УВ/г Сорг). В терригенных отложениях реализованный потенциал ^/С ) не превышает 20 мг УВ/г Сорг. Еще ниже УВ потенциал материнских пород фа-менских, силурийских и ордовикских
орг
отложений с низким содержанием С и значительным окислением ОВ при длительном периоде денудации. Модели реконструкций погружения толщ и эволюции преобразования ОВ (рис. 3, 4) показали, что реализация УВ потенциала и начало нефтегазообразования приходится на позднегерцинский — раннекиммерийский тектонические циклы. В этот момент на восточных участках Омра-Сойвинского района могли происходить генерация и эмиграция автохтонной нефти и поступление нефтегазоконденсатных аллохтонных флюидов из прилегающих с востока областей.
Работа выполнена при финансовой поддержке программ фундаменталъ-
Рис. 4. Модель погружения и катагенеза пород по скв. 18-Джебольская (составили Л. А. Анищенко, С. С. Клименко)
ных исследований УрО РАН (проекты № 12-П-5-1027и № 12-У-5-1018).
Литература
1. Неручев С. Г., Вассоевич Н. Б., ЛопатинН. В. О шкале катагенеза в связи с нефтегазообразованием // Тр. XXV сессии Междунар. геол. конгресса. Докл. сов. геол.: Горючие ископаемые. М.: Наука, 1976. С. 47-62. 2. Тиссо Б,,
Велъте Д. Образование и распространение нефти: Пер. с англ. М.: Мир, 1981. 501 с. 3. Катагенез и нефтегазоносность / Г. М. Парпарова, С. Г. Неручев, А. В. Жукова и др. Л.: Недра, 1981. 240 с. 4. Макаров Д. В., Мазор Ю. Р. Модель термобарического режима образования углей // ДАН СССР, 1988. Т. 302. № 1.
С. 165-167. 5. Органическая геохимия и нефтегазоносность пермских отложе-
ний севера Предуральского прогиба / Л. А. Анищенко, С. С. Клименко, Н. Н. Рябинкина и др. СПб.: Наука, 2004. 214 с. 6. Калмыков Г. С., Летуневский В. Н. Стадии катагенеза и палеотемпературы по отражательной способности витринита в Тимано-Печорской провинции // Геология и нефтегазоносность северных районов Тимано-Пе-чорской провинции. М., 1979. С. 89-97.
Рецензент д. г.-м. н. Д. А. Бушнев
Приполярный Урал. Фото А. Панфилова
