CC BY
57
УДК 553.98:551.83
Е.А. Бакай1, М.Е. Смирнова2, Н.И. Коробова3, Д.В. Надежкин4
ЛИТОЛОГО-ГЕОХИМИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ПЕРМСКОГО НЕФТЕГАЗОНОСНОГО КОМПЛЕКСА ЛЕНО-АНАБАРСКОГО ПРОГИБА (НА ПРИМЕРЕ СКВАЖИНЫ УСТЬ-ОЛЕНЕКСКАЯ-2370)
На основании изучения кернового материала в разрезе пермских отложений определены литофации разного генезиса. Наилучшие коллекторы в пермском комплексе Лено-Анабарского прогиба связаны с песчаными телами дельтовой системы. Выделены пермские нефтематеринские толщи, накопление органического вещества в которых происходило в морских условиях, оценены исходные характеристики органического вещества, обоснован начальный высокий нефтегенерационный потенциал. Результаты литолого-геохимических исследований образцов одной из самых северных скважин побережья моря Лаптевых публикуются впервые.
Ключевые слова: пермский комплекс, литофации, нефтематеринские толщи, пиролиз, генерационный потенциал, Лено-Анабарский прогиб.
Lithofacies of different genesis were determined within the Permian sequence, basing on analysis of core descriptions. The best reservoirs are associated with deltaic sand bodies. Permian source rocks with marine organic matter were distinguished. Initial organic matter parameters were estimated, initial good-excellent petroleum potential was suggested. Lithological-geochemical study results for core samples from one of the northern wells of Laptev Sea coast are published for the first time.
Key words: Permian petroleum system, lithofacies, source rocks, pyrolysis, petroleum potential, Lena-Anabar trough.
Введение. Наиболее перспективным для поисковых работ на нефть и газ в пределах Лено-Анабарского прогиба представляется среднека-менноугольно-пермский терригенный комплекс. В пользу этого свидетельствуют многочисленные нефтегазопроявления в этих отложениях в соседней Хатангской седловине, а также битуми-нозность пермских песчаников на южном борту Лено-Анабарского прогиба.
В Хатангской седловине, разделяющей Ени-сей-Хатангский и Лено-Анабарский прогибы, притоки нефти из пермских отложений получены на Нордвикском и Южно-Тигянском месторождениях, на Ильинской, Кожевниковской и других площадях [Калинко, 1958].
На южной периферии Лено-Анабарского прогиба в нижнем течении р. Оленек расположено крупнейшее в России Оленекское месторождение природных битумов (северный склон Оленекского поднятия). Большая часть запасов Оленекского месторождения приурочена к нижнепермским отложениям, площадь распространения битумо-насыщенных пород достигает 5 тыс. км2, запасы
оцениваются более чем в 3,5 млрд т [Каширцев и др., 2010].
Особенности углеводородного (УВ) состава пермских нафтидов из этого региона позволяют предполагать существование для них единого источника. Отличительная черта разновозрастных нефтей (из отложений перми, триаса и юры) Хатангской седловины — высокие значения отношения адиантан/гопан [КазЬМсет й а1., 2010]. Необычно высоким отношением 25-норадиантана С28 к 25-норгопану С29 деметилированных гопанов (обусловленным первичными особенностями распределения регулярных гопанов) характеризуются высокобиодеградированные битумы Оленекского месторождения [Каширцев и др., 2010]. Подобные соотношения весьма редки для нефтей всего мира, их можно рассматривать в качестве определенного геохимического индикатора пермских нафтидов этого региона [Каширцев и др., 1993].
Объект исследований. Среднекаменноуголь-но-пермский комплекс составляет основную часть разреза Анабаро-Ленского прогиба (по геофизическим данным его мощность может
1 Московский государственный университет имени М.В. Ломоносова, геологический факультет, кафедра геологии и геохимии горючих ископаемых, ст. науч. с., канд. геол.-минерал. н.; e-mail: [email protected]
2 Московский государственный университет имени М.В. Ломоносова, геологический факультет, кафедра геологии и геохимии горючих ископаемых, аспирант; e-mail: [email protected]
3 Московский государственный университет имени М.В. Ломоносова, геологический факультет, кафедра геологии и геохимии горючих ископаемых, ассистент; e-mail: [email protected]
4 ООО «Лукойл-Инжиниринг», заместитель начальника Центра развития геологоразведочных технологий, канд. геол.-минерал. н.; e-mail: [email protected]
Рис. 1. Схема структурно-фациального районирования пермских отложений Лено-Анабарского прогиба: 1 — структуры (1—3 — валы: 1 — Тигяно-Анабарский, 2 — Прончищевский, 3 — Усть-Оленекский; 4 — Среднебурское поднятие); 2 — фациальные районы (I — Северный, II — Булкур-Оленекский); 3 — скважины (1 — Бурская-3410, 2 — Хастахская-930, 3 — Тюмятинская Р-50, 4 — Чарчикская-1, 5 — Улахан-Юряхская Р-1, 6 — Усть-0ленекская-2370)
превышать 4 км), однако данных о его строении и нефтяных системах немного. Это объясняется низкой геолого-геофизической изученностью Лено-Анабарского прогиба, где помимо колонкового бурения с глубиной забоев, не превышающей обычно 500 м, пробурено всего 6 глубоких скважин [Моисеев, Фомин, 2013].
Керн из скважин Тюмятинская Р-50 и Улахан-Юряхская Р-1, пробуренных в 1950—1953 гг., не сохранился. В разрезе скважины Бурская-3410 отложения пермской системы пройдены без отбора керна, поскольку из-за незначительной глубины залегания они не были целевым горизонтом (глубина 480 м — кровля верхнекембрийских отложений). В скважинах Хастахская-930 и Чарчикская-1 вскрыты сокращенные разрезы перми, отвечающие так называемому Булкур-Оленекскому фациаль-ному району (рис. 1), в пределах которого мощность пермских отложений не превышает 600 м. В северном направлении мощность пермских отложений по данным сейсморазведки увеличивается [Конторович и др., 2013; Frolov е! а1., 2015], причем в несколько раз в разрезах северных скважин (Усть-Оленекская и Улахан-Юряхская).
В скважине Усть-Оленекская-2370, пробуренной в 1988—1990 гг., вскрыт полный и наиболее мощный разрез пермских отложений (2364 м), хорошо охарактеризованный керном. Задача исследований — характеристика углеводородных систем пермских отложений на примере скважины Усть-Оленекская-2370.
Методы исследований. Литологические и геохимические исследования проведены на образцах
пород нижнего (приуральского) отдела пермской системы (43 образца из тустахской и нижнеко-жевниковской свит) и верхнего (биармийского) отдела пермской системы (14 образцов из верх-некожевниковской свиты), отобранных из керна скважины Усть-0ленекская-2370 из интервала глубины 561—2695 м.
Для литофациального анализа пермских отложений Усть-Оленекской скважины проводились детальные послойные описания разреза по керну и данным стандартного каротажа (КС, ПС, ГК, КВ). Определение типов пород, их структурно-текстурных особенностей позволило выделить в разрезе несколько литологических пачек, различающихся по строению, составу, условиям формирования. Условия (или обстановки) осадконакопле-ния восстанавливали по комплексу генетических признаков, описанных в работах [Ботвинкина, 1957; Обстановки..., 1990; Вылцан, 2002].
Характеристика потенциальных нефтема-теринских толщ (НМТ) осуществлялась по результатам пиролиза (Rock-Eval 6), выполненного для наиболее глинистых разностей пород — аргиллитов и глинистых алевролитов. Методика пиролиза на аппаратуре Rock-Eval разработана во Французском институте нефти и подробно описана в ряде работ, например в [Espitalie, Borde-nave, 1993]. Значения содержания органического углерода (ТОС-total organic carbón) и водородного индекса (HI-hydrogen index) были пересчитаны на исходные (на начало катагенеза) для оценки исходного генерационного потенциала (S2) пермских отложений.
1111 I
Е г I---1 *
I ■ - I *
I......I *
I I «
р< X х >: х х М 12 ■ 14
17 ^ IV
$ го Ъ 21
3 *
3 *
3 ,0 ]»
# -
^^^ Рис. 2. Литолого-фациальный Ь. и разрез нижнепермских отложений в скважине Усть-
§,. Оленекская-2370: 1—11 —
2(, типы пород: 1 — известняки,
О) 1/ 2 — доломиты глинистые, 3 —
аргиллиты, 4 — алевритово-
® глинистые породы, 5 — алев-
29 ,
""Г ролиты, о — алевролиты
'У. а/ глинистые, 7 — алевроли-
тово-песчаные породы, 8 —
песчаники, 9 — песчаники глинистые,
10 — туфо-песчаники, 11 — долериты;
12—21 — текстуры: 12 — массивная,
13—15 — горизонтальные (13 — параллельная, 14 — волнистая, 15 — линзо-видная), 16 — косая параллельная, 17 — косая волнистая, 18 — следы оползания, 19 — знаки ряби, 20 — биотурбация, 21 — инъекция осадочного вещества; 22—24 — деструкции (22 — трещинова-тость, 23 — брекчирование, 24 — зеркала скольжения); 25—27 — минерализация (25 — пиритизация, 26 — карбонатизация, 27 — сидеритизация); 28—31 — включения: 28 — интракласты осадочных пород, 29—31 — растительные остатки (29 — крупные, 30 — детрит, 31 — споры и пыльца)
Результаты исследований и их обсуждение. Литологические исследования. Наиболее полный разрез тустахской свиты (1093 м) вскрыт Усть-Оленекской скважиной. Свита сложена циклично переслаивающимися аргиллитами, темно-серыми алевролитами, реже серыми известковистыми песчаниками. В разрезе выделяется 19 ритмов регрессивного типа. В верхней части разреза увеличивается число прослоев песчаников, по палеонтологическим остаткам (фораминиферы и др.) эта часть разреза относится к артинскому ярусу. Нижняя «немая» часть разреза значительной мощности предположительно имеет среднекаменноугольный— раннепермский (сакмарский ярус) возраст [Большиянов и др., 2014].
Тустахскую свиту по преобладающему типу слагающих ее пород мы разделили на 3 пачки (рис. 2). Пачка I (292,8 м) имеет преимущественно песчано-алевролитовый состав, в составе пачки II (417,2 м) преобладают глинистые и алевролитово-глинистые породы (рис. 2, 3). Песчаные и алевролитовые породы серые, буровато-серые, тонко-и горизонтально-слоистые, реже волнисто-слоистые, неравномерно карбонатизированные. Толщина песчаных прослоев составляет несколько метров. Алевролитово-глинистые и глинистые породы темно-серые до черных, с горизонтальной и горизонтально-линзовидной текстурой, нередко нарушены биотурбированием. Породы, как правило, пиритизированы и содержат сидеритовые конкреции. Можно предположить, что нижняя часть тустахской свиты (710 м) песчано-алевритово-глинистой литофации формиро-
Рис. 3. Характеристика образцов керна из нижней части тустахской свиты, отложения относительно глубоководного шельфа. Условные обозначения см. на рис. 2. Звездочки — местоположение изученных образцов в разрезе. Тип пород: С1 — аргиллит, 81 — алевролит, 8а — песчаник. Цвет пород: Gr — серый, Вг — бурый; оттенок: (1 — темный, gr — зеленоватый,
И — светлый
валась в условиях относительно глубоководного шельфа.
Глинисто-песчаная лито-фация обособлена в стратиграфическом объеме верхней части тустахской свиты (пачка III), имеет толщину 382 м и сложена песчаниками, а также расслоенными глинистыми, алевролитово-глинистыми породами, реже алевролитами (рис. 2, 4). Песчаники мелко-, средне- и крупнозернистые, серые, содержат растительный детрит, цемент карбонатный. Текстура в нижней части пачки преимущественно массивная и горизонтальная, в верхней — преимущественно ко-сослоистая, с многочисленными включениями интракластов глинистых пород (рис. 5). Толщина песчаных прослоев в среднем составляет 15—20 м и редко достигает 30 м. Алевролитово-глинистые и глинистые породы темно-серые, обладают волнистой и волнисто-линзовидной слоистостью, часто биотурбированы донными организмами (рис. 5). Нижнюю часть пачки III слагают отложения, сформировавшиеся в мелководно-морских условиях, к верхней части глинисто-песчаной литофации приурочены образования дельтовой системы.
Нижнекожевниковская свита (529 м) согласно залегает на тустахской свите и полностью вскрыта Усть-Оленекской скважиной. В разрезе скважины намечаются два крупных ритма, сложенных в основании пачками существенно глинистых пород и заканчивающихся мощными пачками песчаников. К глинистой части нижнего ритма приурочен горизонт с комплексом «песчаных» фораминифер, что позволяет относить ее к кунгурскому ярусу. К верхнему ритму свиты приурочен комплекс фораминифер, благодаря которому эта часть свиты относится к уфимскому ярусу, в современной шкале он входит в нижний (приуральскому) отдел пермской системы [Большиянов и др., 2014].
В стратиграфическом объеме нижнекожев-никовской свиты выделяется глинисто-алеврито-песчаная литофация (рис. 2, 6), которая представлена песчаниками и алевролитами, расслоенными и маломощными глинистыми породами. Песчаники мелко- и мелко-среднезернистые, серые, светло-серые, преимущественно с волнистой и
Рис. 4. Характеристика образцов керна верхней части тустахской свиты, дельтовые отложения. Условные обозначения см. на рис. 2 и 3
косоволнистои текстурами, содержат включения углисто-растительного детрита, в верхней части обладают повышенной карбонатностью. Толщина песчаных прослоев до 10—15 м. Алевролиты крупнозернистые, серые и темно-серые, волнисто-слоистые, с включениями углисто-растительного детрита. Глинистые породы темно-серые, горизонтально- и волнистослоистые. Указанные характеристики отложений нижнекожевниковской свиты позволяют предположить, что породы этой литофации формировались в мелководно-морских условиях.
Полный разрез верхнекожевниковской (573 м) и мисайлапской (169 м) свит вскрыт скважиной Усть-0ленекская-2370. Верхнекожевниковская свита согласно перекрывает нижнекожевников-
Рис. 5. Глинисто-песчаная литофа-ция дельтового генезиса: а — песчаник мелкозернистый с многочисленными включениями интракластов глинистых пород; б — алевролит мелкозернистый с глинистыми прослоями
скую. В разрезе скважины Усть-0ленекская-2370 в нижней части свиты, представленной чередующимися прослоями песчаников с алевролитами и аргиллитами, встречены остатки микрофауны горизонта «разнообразных» (42) фораминифер, анализ которых свидетельствует о казанском возрасте пачки. В верхней части разреза в прослоях песчаников встречены остатки морских двуство-рок биармийского возраста. Мисайлапская свита согласно залегает на верхнекожевниковской, сложена аргиллитами, алевролитами, мелко -зернистыми песчаниками. В стратотипическом районе татарский возраст свиты определяется по остаткам филлопод и остракод. Общая мощность средне-верхнепермских (биармийский—татарский ярусы) отложений достигает 742 м [Большиянов и др., 2014].
Глинисто-песчано-алевритовая литофация (рис. 7, 8) имеет шельфовый генезис, выделена в разрезе скважины в объеме верхнекожевниковской свиты, имеет двухчленное строение. Нижняя часть (~70 м) — тонкое цикличное горизонтальное чередование глинистых, алевролитово-
Рис. 6. Характеристика образцов керна нижнекожевниковской свиты, мелководно морские отложения. Условные обозначения см. на рис. 2 и 3
глинистых пород, расслоенных маломощными алевролитово-песчаными породами и мелкозернистыми песчаниками. Алевролитово-глинистые породы темно-серые, до черных, преимущественно горизонтально-слоистые, в них отмечены горизонтально-линзовидная и градационная текстуры. В основании песчаных серий нередко отмечаются следы внедрений в нижележащие глинистые породы. Верхняя часть (мощность >500 м) представлена переслаиванием мелкозернистых песчаников и алевролитов с прослоями глинистых и алевролитово-глинистых пород. Породы серые и темно-серые, горизонтально-слоистые с тонким растительным детритом на плоскостях напластования.
Туфо-глинисто-песчано-алевритовая литофа-ция (рис. 7) приурочена к отложениям мисайлап-ской свиты (168,2 м), сложена переслаиванием алевролитов, аргиллитов, реже песчаников с прослоями туфов. Алевролиты и аргиллиты темно- и зеленовато-серые горизонтально- и волнисто-слоистые с редкими фрагментами тонкого растительного детрита, нередко пиритизированы.
Песчаники мелкозернистые, зеленовато-серые, массивные.
Отложения верхнекожевниковской и мисайлапской свит формировались, вероятно, в условиях относительно глубоко -водного шельфа.
Перспективный объект для поисков нефти и газа в пермских отложениях Лено-Анабарского прогиба — песчаные тела образований дельтовой системы. Одно из крупнейших в мире Оленек-ское месторождение битумов связано преимущественно с пермскими отложениями, представленными разнозернистыми полимиктовыми песчаниками дельтового и мелководно -морского генезиса, чередующимися с пачками переслаивания мелкозернистых песчаников, алевролитов и аргиллитов [Грам-берг и др., 1960; Иванов, 1979]. Выделяют до 13 битумонасы-
щенных пластов, большая часть которых относится к нижнему отделу пермской системы.
Пример отложений дельтовой системы в разрезе Усть-Оленекской скважины — глинисто-песчаная литофация в интервале глубины 1660—1970 м, где мощность песчаных тел достигает 30 м. Для изученных песчаников характерна средняя сортировка обломочного материала и межзерновой тип пористости. Обломочные породы представлены в основном полевошпат-кварцевыми грау-вакками (рис. 9) [Шутов, 1967]. Среди обломков пород встречаются кварциты, микрокварциты, обломки кремнистых пород, кварцево-слюдистые сланцы, реже встречаются обломки интрузивных пород и иногда осадочных алевролитово-глинистого и глинистого состава. Минеральные компоненты песчаных пород изменены в результате эпигенетических преобразований — кварц встречается в виде мутноватых зерен, обладающих волнистым погасанием, полевые шпаты (альбит, олигоклаз) в большинстве случаев интенсивно пелитизированы.
Геохимические исследования. По опубликованным данным органическое вещество (ОВ) из глинистых прослоев в нижнепермских отложениях обрамления моря Лаптевых относится к смешанному и сапропелевому типу, его содержание изменяется от 2,4 до 3,7% [Малышев и др., 2010], степень катагенеза ОВ на периферии Лено-Анабарского прогиба отвечает градации ПК3, увеличиваясь в его центральной части до уровня МК1 (максимально МК2) [Евдокимова и др., 2008]. Данные исследований керна из скважины Усть-Оленекская-2370 дополняют существующие представления и в значительной мере противоречат им.
Рис. 8. Характеристика образцов керна из нижней части верхнекожевниковской свиты, отложения относительно глубоководного шельфа. Условные обозначения см. на рис. 2 и 3
Рис. 7. Литолого-фациальный разрез верхнепермских отложений в скважине Усть-Оленекская-2376. Условные обозначения см. на рис. 2
Рис. 9. Состав обломочных пород нижнепермских дельтовых отложений: 1 — кварцевые, 2 — олигомиктовые, 3 — мезомик-товые, 4 — собственно аркозы, 5 — граувакковые аркозы, 6 — полевошпатовые, 7 — кварцевые граувакки, 8 — полевошпат-кварцевые граувакки, 9 — кварц-полевошпатовые граувакки, 10 — полевошпатовые граувакки, 11 — собственно граувакки
В разрезе нижне- и верхнепермских отложений выделены уровни потенциальных нефтемате-ринских толщ (НМТ), накопление органического вещества происходило в морских условиях (от мелководно-морских до условий относительно глубоководного шельфа).
В каждой из трех пачек тустахской свиты по результатам пиролиза встречаются интервалы, обогащенные ОВ. В алевролитово-глинистых породах нижней и верхней пачек среднее значение ТОС равно 2,4%. В средней пачке в алевролитах ТОС составляет ~1%, в более глинистых разностях — 4,1—6,8% (табл. 1). Зрелость ОВ тустахской свиты по результатам пиролиза отвечает градации катагенеза МК4 (Ттах=466^481 °С) и соответствует главной зоне газообразования (ГЗГ). Высокая зрелость
ОВ отражается в низких значениях генетического потенциала (в среднем 1,5—2 мг УВ/г породы), что является следствием реализации потенциала ОВ на образование жидких УВ в ходе катагенеза.
Интервалы отбора керна нижнекожевни-ковской свиты характеризуют преимущественно песчаные пласты мощностью до 10 м (рис. 2) — образцы пород представлены песчаниками и крупнозернистыми алевролитами (рис. 6). Пласты песчаников разделены алевроглинистыми пачками, в описании шлама отмечены темная (до черной) окраска аргиллитов и наличие обугленного растительного детрита. Из-за отсутствия кернового материала судить о нефтематеринских свойствах этих алевроглинистых пачек невозможно.
Несколько интервалов верхнекожевниковской свиты представлены породами алевролитово-глинистого состава (рис. 7), в одном из которых, пройденном с отбором керна (интервал 1129— 1139,6 м), возможна оценка нефтематеринских свойств. Значения ТОС составляют 2,3—3,7% (табл. 1). Генетический потенциал отложений низкий (81+Б2=1,5^3 мг УВ/г породы), однако измеренные значения остаточные, так как зрелость ОВ отвечает концу главной зоны нефтеобразова-ния (ГЗН). Данные пиролиза (Ттах=457^458 °С) и отражательная способность витринита ^°=1) отвечают зоне катагенеза МК3.
Окисленность ОВ невысокая, значения кислородного индекса (01) не превышают 15 (табл. 1). Тенденция к увеличению Ттах и уменьшению Н1 с глубиной отражает направленное увеличение ката-генетической преобразованности ОВ (рис. 10).
Очевидно, что при катагенезе МК3-4 (конец ГЗН—начало ГЗГ) существенная часть ОВ была израсходована на образование УВ. Для классифика-
Таблица 1
Результаты пиролиза образцов аргиллитов и алевролитов пермского возраста, скважина Усть-Оленекская-2370
Возраст Литологический состав Пиролитические параметры
отдел свита пачка Интервал, м мг/г §2, мг/г Т тах' °с §3, мг/г ТОС, % Ш О! МШС, %
Р? верхнекожев- 1129-1139,6 алевролит глинистый 0,16 1,34 458 0,34 2,27 59 15 0,43
никовская аргиллит 0,29 2,81 457 0,21 3,69 76 6 0,42
Р, III 1749,6-1757,1 алевролит 0,06 0,42 470 0,09 0,84 50 11 1,17
1764,3-1771,3 алевролит глинистый 0,18 1,40 468 0,08 2,66 53 3 0,22
1836-1842 0,19 1,47 466 0,09 2,29 64 4 0,16
0,18 1,66 466 0,06 2,72 61 2 0,16
1 1 т II 2074,4-2083,2 алевролит 0,09 0,37 475 0,08 1,14 32 7 1,45
2136,6-2141,8 алевролит глинистый 0,45 4,34 470 0,07 6,81 64 1 0,56
2205-2208 0,24 1,46 478 0,04 4,11 36 1 0,35
с ет 2273-2278 аргиллит 0,15 0,61 472 0,06 1,42 43 4 0,82
2345-2353 алевролит 0,04 0,25 479 0,09 0,86 29 10 1,11
2443-2450 алевролит глинистый 0,25 1,61 477 0,06 4,79 34 1 0,52
I 2607-2615 алевролит 0,23 1,69 480 0,11 3,76 45 3 0,62
0,19 1,20 481 0,08 2,70 44 3 0,55
2680-2687 алевролит глинистый 0,09 0,65 478 0,08 2,02 32 4 0,72
Рис. 10. Изменение пиролитических параметров в разрезе пермских отложений скважины Усть-0ленекская-2370
ции нефтематеринских пород по углеводородному потенциалу аналитические значения пиролитических параметров пересчитаны на исходные к началу катагенеза (табл. 2).
Оценку исходных значений водородного индекса выполняли по графикам зависимости Н1 от Ттах с использованием кривых восстановления Н1 для ОВ терригенных пород, накопленного в морских условиях. Значения Н1 (400—800 мг УВ/г ТОС) позволяют отнести кероген большей части изученных отложений к типу II [ЕврИаНе е! а1., 1993].
Исходное содержание ТОС определено с использованием коэффициентов пересчета С.Г. Неручева [Справочник..., 1998], которые составляют 2,32 и 1,19 для стадии катагенеза МК3
(сапропелевое и гумусовое ОВ соответственно) и 2,66 и 1,21 для стадии МК4 (сапропелевое и гумусовое ОВ соответственно). В двух интервалах отложений относительно глубоководного шельфа для ОВ типа I использован коэффициент 2,66. Для ОВ типа II, сформированного в результате отложения и накопления морских организмов (фито- и зоопланктон, бактерии, принесенное в бассейн ОВ высших растений), использованы средние значения коэффициентов сапропелевого и гумусового ОВ.
Исходные содержания ТОС, пересчитанные по другой методике [Peters, Cassa, 1994; Peters et al., 2005], оказались близки значениям, полученным с использованием коэффициентов С.Г. Неручева (табл. 2).
Таблица 2
Исходные (на начало катагенеза) пиролитические параметры аргиллитов и алевролитов пермского возраста, скважина
Усть-0ленекская-2370
Возраст HI, мг УВ/ г Тип ТОС, % S2, мг УВ/г породы НМТ (по УВ потенциалу)
Интервал, м керо- Peters Неручев Peters Неручев
отдел свита пачка ТОС гена при HImin При HImax
Р? верхнеко- 1129-1139,6 450-500 II 3,4 4,0 15 18 20 очень хорошие
жевников-ская 550-600 6,2 6,5 34 36 39 отличные
Р, III 1749,6-1757,1 600-650 II 1,6 1,8 10 10 10 хорошие
1764,3-1771,3 5,0 5,8 30 31 33 отличные
1836-1842 650-700 II 4,7 5,5 30 29 31
5,5 6,6 36 34 37
II 2074,4-2083,2 400-500 II 1,7 2,2 7 9 11 хорошие
1 с т 2136,6-2141,8 800 I 17,3 18,1 138 145 отличные
2205-2208 500-600 II 6,7 8,0 33 40 48
с ^ т 2273-2278 550-600 2,5 2,7 14 15 16 очень хорошие
2345-2353 400-500 1,3 1,7 5 7 9 хорошие
2443-2450 500 7,8 9,3 39 47 отличные
I 2607-2615 700-800 I 8,4 10,0 59 70 80
6,1 7,2 43 50 58
2680-2687 500 II 3,4 3,9 17 20 очень хорошие
Расчет генерационного потенциала произведен по формуле S2=(HI-T0C/100). По значениям исходных значений ТОС и S2 проанализированные образцы можно считать образцами хороших-отличных нефтематеринских толщ [Peters, Cassa, 1994].
Заключение. В результате обобщения геолого-геофизических данных и изучения керна скважины Усть-0ленекская-2370 в отложениях пермского возраста определены последовательно сменяющиеся литофации разного генезиса: в раннепермское время обстановки седиментации относительно глубоководного шельфа сменились мелководно-морскими и дельтовыми условиям, после чего вновь преобладали мелководно-морские условия, а в позднеперское время — относительно глубоководного шельфа. Глинисто-песчаная дельтовая литофация верхней части тустахской свиты в разрезе скважины характеризует, по всей видимости, дистальную часть подводной дельты или конуса выноса. Перспективы нефтегазоносности Лено-Анабарского прогиба в пермском комплексе, вероятно, следует связывать с проксимальной частью подводной дельты, где будут наблюдаться более мощные песчаные тела с лучшей сортировкой обломочного материала.
На примере скважины Усть-0ленекская-2370 доказано наличие в пермском разрезе НМТ, обогащенных ОВ с высоким начальным нефтегена-рационным потенциалом, мощность этих толщ может достигать нескольких десятков метров. Степень преобразованности ОВ (МК3-4) позволяет
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
Большиянов Д.Ю., Васильев Б.С., Виноградова Н.П. и др. Государственная геологическая карта Российской Федерации. Масштаб 1:1 000 000 (третье поколение). Серия Лаптево-Сибироморская. Листы S-51 — Оленекский зал., S-52 — дельта р. Лены. Объяснительная записка. СПб.: Картографическая фабрика ВСЕГЕИ, 2014.
Ботвинкина Л.Н. Слоистость разных фациальных типов осадочных пород // Методы изучения осадочных пород. М.: Госгеолтехиздат, 1957.
Ботнева Т.А., Фролов С.В. Условия образования углеводородных скоплений в осадочном чехле Енисей-Ленской системы прогибов // Геология нефти и газа. 1995. № 5. С. 36-41.
Вылцан И.А. Фации и формации осадочных пород: Учеб. пособие. Томск: Изд-во ТГУ, 2002.
Грамберг И.С., Спиро Н.С., Аплонова Э.Н. Стратиграфия и литология пермских отложений северной части Хатангской впадины (в связи с проблемой нефтеносности). Л.: Гостоптехиздат, 1960 (Тр. НИИГА; Вып. 71).
Евдокимова Н.К., Яшин Д.С., Ким Б.И. Углеводородный потенциал отложений осадочного чехла шельфов восточно-арктических морей России (Лаптевых, Восточно-Сибирского и Чукотского) // Геология нефти и газа. 2008. № 2. С. 3-12.
Иванов В.Л. Оленекское месторождение битумов. Л.: Недра, 1979. (Тр. НИИГА; Вып. 182).
Калинко М.К. Результаты поисков и разведки нефти и газа в районе Анабаро-Хатангского междуречья (Норд-
предположить гораздо большую палеоглубину максимального погружения пермских отложений. Видимо, происходил существенный размыв более молодых отложений, что связано с формированием Оленекского вала не раньше конца мелового периода. Отсутствие открытий на сегодняшний день залежей, вероятно, можно объяснить не только качеством коллекторов, но и более поздним формированием антиклинальной зоны по отношению ко времени генерации УВ пермскими НМТ [Ботнева, Фролов, 1995].
Высокие исходный генерационный потенциал пермских отложений и степень катагенетической преобразованности ОВ, биомаркерный состав неф-тей, свидетельствующий о едином источнике УВ палеозойского и мезозойского комплекса пород, могут указывать на то, что главную роль в качестве генератора углеводородов в рассматриваемом регионе играли пермские отложения.
По нашему мнению, пермские НМТ Лено-Анабарского прогиба были способны сформировать не только гигантское Оленекское битумное поле, но и серию залежей жидких УВ, пока не выявленных на территории изучаемого района, что в целом позволяет высоко оценить перспективы поисковых работ на нефть и газ в пермском комплексе Лено-Анабарского прогиба.
Авторы благодарят за помощь в организации полевых работ и сборе каменного материала, за консультации и советы в написании статьи В.Б. Ершову, А.В. Прокопьева, Н.П. Фадееву, А.Н. Фомина, А.М. Фомина и С.В. Фролова.
викский район) // Нефтегазоносность севера Сибири. Л.: Недра, 1958 (Тр. НИИГА; Вып. 92).
Каширцев В.А., Конторович А.Э., Иванов В.Л., Сафронов А.Ф. Месторождения природных битумов на северо-востоке Сибирской платформы (Российский сектор Арктики) // Геология и геофизика. 2010. Т. 51, № 1. С. 93-105.
Каширцев В.А., Филп Р.П., Аллен Дж. и др. Биодеградация биомаркеров в природных битумах Оленекского поднятия // Геология и геофизика. 1993. Т. 34, № 6. С. 44-56.
Конторович В.А., Конторович А.Э., Губин И.А. и др. Структурно-тектоническая характеристика и модель геологического строения неопротерозойско-фанерозойских отложений Анабаро-Ленской зоны // Геология и геофизика. 2013. Т. 54, № 8. С. 1253-1274.
Малышев Н.А., Обметко В.В., Бородулин А.А. Оценка перспектив нефтегазоносности осадочных бассейнов Восточной Арктики // Научно-технический вестник ОАО «НК «РОСНЕФТЬ». 2010. Т. 51, № 1. С. 20-28.
Моисеев С.А., Фомин А.М. Корреляция пермских и триасовых отложений по данным колонкового бурения в районе Улахан-Юряхской структуры (север Лено-Анабарского прогиба) // Новые геотехнологии для старых провинций. Тюмень, 2013.
Обстановки осадконакопления и фации / Под ред. Х. Рединга. Т. 1. М.: Мир, 1990.
Справочник по геохимии нефти и газа / Под ред. С.Г. Неручева. СПб.: Недра, 1998.
Шутов В.Д. Классификация песчаников // Литология и полезные ископаемые. 1967. № 5. С. 86—103.
Espitalie J., Bordenave M.L. Rock-Eval pyrolysis // Applied Petroleum Geochemistry. Paris, 1993.
Frolov S.V., Akhmanov G.G., Bakay E.A. et al. Mezo-Neoproterozoic petroleum systems of the Eastern Siberian sedimentary basins // Precambr. Res. 2015. Vol. 259. P. 95-113.
Kashirtsev V.A., Dzyuba O.S., Shurygin B.N., Kim N.S. Showings of Oil in Jurassic Section of Laptev Sea Coast
(Siberian Arctic) // Earth science frontiers. Short pap. the 8th Intern. Congr. on the Jurassic System (2010 August 9-13, Shehong of Suining, Sichuan, China). 2010. Vol. 17. Spec. Iss. P. 384-385.
Peters K.E., Cassa M.R. Applied source rock geochemistry // The petroleum systems — from source to trap. AAPG Mem. 1994. Vol. 60. P. 93-120.
PetersK.E., Walters С.C, Moldowan J.M. The biomarker guide. 2hd ed. N.Y.: Cambridge Univ. Press, 2005.
Поступила в редакцию 01.04.2015
