CC BY
32
Vestnk IG Komi SC UB RAS, November, 2016, No. 11
&
УДК 552.578.2.061.32:550.4 (470.1) DOI: 10.19110/2221-1381-2016-11-15-22
ЛИТОЛОГО-ГЕОХИМИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА СИЛУРИЙСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ ТАЛЬБЕЙСКОГО БЛОКА ГРЯДЫ ЧЕРНЫШЕВА
И. С. Котик1, И. И. Даньщикова1, О. С. Котик1, О. В. Валяева1, 2, С. В. Можегова3, Л. В. Соколова1
1Институт геологии Коми НЦ УрО РАН, Сыктывкар iskotik@geo.komisc.ru 2СГУ им. Питирима Сорокина, Сыктывкар 3ВНИГНИ, Москва mozhegova@vnigni.ru
Представлены результаты литологических и геохимических исследований силурийских отложений Тальбейского блока гряды Чернышева, актуальность изучения которых связана с высокими перспективами на поиски в них залежей углеводородов. По особенностям строения и литологического состава в разрезах скважин выделены три толщи: сульфатно-карбонатная, карбонатная и глинисто-карбонатная. В сульфатно-карбонатной и карбонатной толщах нижнего силура развиты преимущественно бедные нефтегазоматеринские породы (Сорг < 0.3 %, HI — 4—173 мг УВ / г Сорг). Породы со средним и богатым генерационным потенциалом (Сорг 0.5—6 %, HI — 224—580 мг УВ / г Сорг) выделены в глинисто-карбонатной толще верхнего силура. Содержание битумоидов увеличивается от карбонатных к глинисто-карбонатным разностям пород, составляя 0.01 —0.02 % и 0.03—0.16 % соответственно. Распределение н-алканов и изопреноидов в углеводородной фракции битумоидов отражает участие морского сапропелевого органического вещества в составе исходной биомассы. Степень зрелости органического вещества силурийских отложений отвечает главной зоне нефтегенерации и изменяется по площади, достигая градаций МК1-2 в северной и МК2-3 в южной частях Тальбейского блока.
Ключевые слова: силурийские отложения, органическое вещество, генерационный потенциал, битумоиды, н-алканы.
LITHOLOGICAL AND GEOCHEMICAL CHARACTERIZATION OF SILURIAN DEPOSITS IN THE TALBEYSKY BLOCK OF CHERNYSHEV RIDGE
I. S. Kotik1, I. I. Danshikova1, O. S. Kotik1, O. V. Valyaeva1, 2, S. V. Mozhegova3, L. V. Sokolova1
institute of Geology Komi SC UB RAS, Syktykvar 2Syktyvkar Pitirim Sorokin State University, Syktyvkar 3All-Russia research geological petroleum institute (VNIGNI), Moscow
The article presents the results of lithological and geochemical research of Silurian deposits in the Talbeysky block of Chernyshev ridge, which are one of the important objects to exploration for hydrocarbon deposits. Based on the structure and lithological composition of the deposits three series were defined in wells section: sulphate-carbonate, carbonate and argillo-carbonate. The Lower Silurian sulphate-carbonate and carbonate series contain mostly poor source rocks (TOC < 0.3 %, HI — 4—173 mg HC/g TOC). The Upper Silurian argillo-carbonate series contain the source rock with fair and good petroleum potential (TOC — 0.5—6 %, HI — 224—580 mg HC / g TOC). The bitumen contents increases from carbonate to argillo-carbonate rocks and varies 0.01 —0.02 % and 0.03—0.16 %, respectively. The distributions of n-alkanes and isoprenoids in the hydrocarbon fraction of the studied bitumens show a marine sapropel organic matter in the initial biomass. The maturity of organic matter in Silurian deposits is main oil generation zone and varies on the studied area, ranging from gradations MK1-2 in the north to MK2-3 in the southern part of Talbeysky block.
Keywords: Silurian deposits, organic matter, generation potential, bitumens, n-alkanes.
Введение
Силурийские отложения в составе среднеордовикс-ко-нижнедевонского нефтегазоносного комплекса являются одним из основных объектов для поиска залежей углеводородов (УВ) в пределах гряды Чернышева. Проведенные здесь ранее ООО «Газпром переработка» геологоразведочные работы и анализ накопленной геологической информации позволили дать положительную оценку перспективам нефтегазоносности центральной части гряды [3, 4, 5]. По результатам бурения по всему разрезу силурийских отложений отмечаются нефтенасыщенные ин-
тервалы, в керне по трещинам и кавернам наблюдаются выпоты нефти, а при опробовании в скв. 2-Адакская из верхнесилурийско-нижне девонского интервала получен приток легкой нефти.
При оценке перспектив нефтегазоносности этого комплекса немаловажное значение имеет характеристика ли-толого-геохимических факторов, обусловливающих условия накопления органического вещества (ОВ), распределения в разрезе нефтегазоматеринских пород и их генерационных свойств. Полученные нами новые аналитические
данные с учетом исследовании прошлых лет позволят дополнить сведения о литолого-петрографическом составе и углеводородном потенциале силуриИских отложениИ.
Район и объекты исследований
Исследуемая территория расположена в пределах ТальбеИского блока — структуры второго порядка в составе гряды Чернышева (рис. 1). ТальбеИскиИ блок представляет собоИ тектоническую пластину, надвинутую в восточном направлении на пермскиИ орогенныИ комплекс Косью-РоговскоИ впадины [4]. Поверхностью срыва служат соленосные отложения верхнего ордовика. Западная опущенная часть блока сложена пермско-триасовы-ми терригенными отложениями, а восточная, наиболее приподнятая, — интенсивно дислоцированными палео-зоИскими карбонатными отложениями, составляющими Пымвашорско-Харутскую и Нелынявожскую чешуи. Под-надвиговая часть ТальбеИскоИ пластины образована теми же карбонатными отложениями.
Литолого-геохимические исследования проводились нами по скважинам 1-Воргамусюрская, 1-Харутамылькс-кая, 1- и 2-Адакская, в которых с различноИ полнотоИ вскрываются силуриИские отложения в автохтонном и ал-
лохтонном залегании. В общей сложности по всем скважинам было проанализировано 72 образца.
Литолого-петрографическая характеристика
Силурийские отложения представлены преимущественно карбонатными и глинисто-карбонатными разностями, сформированными в прибрежно-морских и мелководно-морских условиях [7]. Породы силурийского возраста без видимого перерыва залегают на сульфатно-карбонатных отложениях позднего ордовика и перекрываются толщами нижнего девона. Общая мощность отложений по изученным скважинам изменяется от 808 до 1100 м. По особенностям строения и литологического состава в разрезе снизу вверх выделяются три толщи: сульфатно-карбонатная, карбонатная и глинисто-карбонатная (рис. 2).
Сульфатно-карбонатная толща в наиболее полном объеме вскрыта в скважинах 1-Воргамусюрская (480 м) и 1-Адакская (260 м). Породы представлены ритмичным чередованием доломитизированных известняков и ангид-ритодоломитов (рис. 2, А). Доломиты вторичные, перекристаллизованные, с теневой органогенной структурой и строматолитовыми прослоями, неравномерно пористо-кавернозные. Каверны мелкие, чаще всего изолирован-
Рис. 1. Тектоническая карта района исследований (составлено по [4, 11] с изменениями): 1—3 — границы тектонических элементов: 1 — надпорядковых, 2 — первого порядка, 3 — второго порядка; 4 — район исследований; 5 — скважины; 6 — номера тектонических элементов, 7 — положение геологического разреза (по [4] с упрощениями). I — гряда Чернышева: I-1 — Тальбейский блок, I-2 — Адзьвавомская депрессия, I-3 — Хоседаюский вал; II — Варандей-Адзьвинская структурная зона; III — Хорейверская
впадина; IV — Косью-Роговская впадина
Fig. 1. Tectonic map of study area (according to [4, 11], with additions): 1—3 — boundaries of tectonic elements: 1 — superorder, 2 — first order, 3 — second order; 4 — research area; 5 — well; 6 — number of tectonic elements 7 — position of the geological section (according to [4], with additions). I — Chernyshev ridge: I-1 — Talbeysky block, I-2 — Adzvavomskaya depression, I-3 — Hosedayusky swell; II — Varandey-Adzvinskaya structural zone; III — Khoreyverskaya depression; IV — Kosyu-Rogovskaya depression
Рис. 2. Корреляция в разрезах скважин и литологический состав силурийских отложений Тальбейского блока: А — корреляция силурийских отложений в разрезах скважин (составлено по [4] с изменениями), Б — сульфатно-карбонатная порода (скв. 1-Вор-гамусюрская, гл. 2358, 2 м, обр. 23/2), В — доломит известковистый (скв. 1-Адакская, гл. 1292, 7 м, обр. 13), Г — аргиллит извест-
ковистый (скв. 2-Адакская, гл. 4192 м, обр. 50-46)
Fig. 2. Correlation in wells sections and lithological composition of Silurian deposits in the Talbeysky block: A—wells correlation of Silurian deposits (according to [4], with additions), Б — sulphate-carbonate rock (well 1-Vorgamusyurskaya, depth 2358, 2 m, sample 23/2), В — calciferous dolomite (well 1-Adakskaya, depth 1292, 7 m, sampl 13), Г — calciferous argillite (well 2-Adakskaya, depth 4192 m, sample 50-46)
ные, заполненные новообразованным гипсом, ангидритом либо кальцитом. Известняки серые, доломитизиро-ванные, тонко-, мелкозернистые. В подошве толщи отмечаются прослои вторичных доломитов пятнисто-брек-чиевидного облика. В шлифах таких пород часто отмечаются микроструктуры катаклазов и микститов.
В карбонатной толще мощностью 243—515 м выделяются две пачки (снизу вверх): доломитовая и глинисто-известняково-доломитовая. Нижняя пачка сложена доломитами серыми, вторичными, неравномерно окремнен-ными, сульфатизированными, с каверново-поровыми участками (рис. 2, В). Пустотное пространство частично или полностью залечено ангидритом либо новообразованным кальцитом. Верхняя пачка толщи представлена преиму-
щественно пятнисто-комковатыми доломитизированны-ми известняками и вторичными доломитами по илово-биоморфным известнякам. В кровле пачки отмечаются прослои глинистых известняков, обогащенных большим (20—30 %) содержанием терригенной примеси.
Глинисто-карбонатная толща, выделяемая в верхнесилурийской части разреза, хорошо выдержана по мощности (302— 322 м). Снизу вверх здесь выделяются три пачки: до-ломитово-известняковая, доломитовая и глинисто-карбонатная. Нижняя пачка (110—150 м) представлена доломи-тизированными известняками с остатками остракод, мшанок, фрагментами полностью перекристаллизованных створок брахиопод и гастропод. В подчиненном количестве присутствуют известковые доломиты и прослои, обо-
гащенные глинистои примесью, в основном в кровле пачки. Средняя пачка (20—30 м) представлена большеИ частью вторичными доломитами, образованными по илово-биоморфно-детритовым известнякам с маломощными прослоями известняка и глинисто-алевритового материала. ОрганогенныИ детрит сложен обломками брахиопод, члеников криноидеИ, обрывками водорослеИ, створками остракод, единичными колониями мшанок. Породы в не-значительноИ степени пиритизированные, сульфатизиро-ванные, участками трещиноватые и каверновые, с незначительными выпотами коричневоИ нефти. Верхняя пачка (250 м) состоит из глинисто-карбонатных пород. Известняки серые, биокластово-сгустковые, глинистые. Органические остатки представлены остракодами, мшанками, брахиоподами, табулятами, криноидеями и другими ископаемыми организмами, которые распределены равномерно или образуют скопления. Их содержание в породе составляет 65—80 %. В подчиненном количестве отмечаются вторичные доломиты. По всеИ пачке наблюдаются маломощные (1—4 см) глинисто-алевритовые прослои (рис. 2, Г).
На протяжении всего разреза в силуриИских отложениях развиты стилолиты, заполненные глинисто-битуминозным материалом, трещиноватые и кавернозные участки, а также небольшие тектонические дислокации (складки, разрывы, зеркала скольжения) [10].
Геохимическая характеристика
Содержание ОВ, его генетическиИ тип и степень ка-тагенетическоИ преобразованности являются важными показателями нефтегазогенерационных своИств пород и в целом определяют их углеводородныИ потенциал. На основании химико-битуминологических и пиролитических исследованиИ в разрезе силуриИских отложениИ выделяются различные классы нефтегазоматеринских пород (НГМП) — бедные, средние и богатые (табл. 1, рис. 3). Основными геохимическими характеристиками, определяющими класс НГМП, являются содержание в породе ОВ (Сорг, %) и хлороформного битумоида (ХБА, %), величина генерационного потенциала (81+Б2, мг УВ / г породы) и водородного индекса (Н1, мг УВ / г Сорг).
Бедные НГМП выделены в основном в отложениях нижнего силура. Наиболее низкие концентрации Сорг < 0.1—0.3 % установлены в известняках и доломитах.
Значения водородного индекса в этих породах составляет
4—173 мг УВ/г Сорг, генерационным потенциал < 1 мг УВ/г породы (табл. 1, рис. 3). Средние и богатые НГМП приурочены к глинисто-карбонатным разностям пород, которые слагают верхнесилуриИскую часть разреза. В мергелях, глинистых известняках и доломитах содержание Сорг составляет 0.5—6 %. Генерационным потенциал ОВ пород повышается до 2—6, достигая 33 мг УВ/г породы, значения Н1 составляют 224—580 мг УВ/г Сорг (табл. 1, рис. 3).
Выход ХБА из силуриИских пород также различен и увеличивается от карбонатных к глинисто-карбонатным разностям пород. В известняках и доломитах содержание битумоидов составляет 0.01—0.02 %. В глинисто-карбонатных породах их концентрация повышается до 0.03—0.16 %. Значения битумоидного коэффициента (вХБ), выраженного отношением ХБА к Сорг, указывает на присутствие в породах как автохтонных, так и аллохтонных битумоидов (рис. 4, а). Во всех изученных разрезах скважин значения вХБ для основноИ части образцов находятся в диапазоне
5—20 %, что характеризует их как автохтонные [1]. Аллох-тонные битумоиды характеризуются повышенными значениями вХБ (24—38 %), которые установлены для небольшого количества образцов в скважинах 1-Воргамусюрс-кая и 1-, 2-Адакская. Аллохтонное битумонасыщение пород подтверждается также данными люминесцентно-би-туминологического анализа. В ультрафиолетовом свете (УФ) в межзерновом пространстве, пустотах и стилолито-вых швах диагностируются легкие, маслянистые и смолис-то-асфальтеновые битуминозные компоненты (рис. 4, б) [6]. Исследования в УФ также показали, что в породах присутствует несколько генерациИ битумов, имеющих различное положение в пустотном пространстве. Это может указывать на неоднократное поступление битуминозных веществ с более поздним притоком легких маслянистых компонентов по стилолитовым швам.
Индивидуальным состав я-алканов и изопреноидов в составе алифатическоИ фракции битумоида изучался методом газовоИ хроматографии. Среди изученных битумои-дов выделяются две группы образцов, характеризующихся различными молекулярно-массовыми распределениями алканов нормального строения. К первоИ группе относятся битумоиды, в которых значительно преобладает доля среднемолекулярных я-алканов С13—С18, составляя 46— 66 % (табл. 2). Гистограммы распределения алкановых уг-
Характеристика нефтегазоматеринских пород силурийских отложений Geochemical characterization of the source rocks in Silurian deposits
Таблица 1 Table 1
Возраст Age Литология Lithology с ^opr TOC Sj+S2 HI Тип OB OM type Класс НГМП Class of source rocks
S2 мергели marls 1.0-6.1(5)* 6.6-33.4 (3) 387-580 (3) I, I окисленный, II I, I oxydized, II богатые rich
глинистые известняки и доломиты argillaceous limestones and dolomites 0.5-0.9(11) -2(5) 224-262 (5) средние medium
S, известняки, доломиты limestones, dolomites <0.1-0.3(36) <0.12-0.38 (23) 4-173 (23) бедные poor
* в скобках количество образцов
* Sample number in brackets
Рис. 3. ГенерационныИ потенциал силуриИских отложениИ: а — диаграмма величины генерационного потенциала от содержания Сорг, б — диаграмма изменениИ водородного индекса (Н1) от содержания Сорг
Fig. 3. Generation potential of the Silurian deposits: a — plot of TOC versus petroleum potential, 6 — plot of TOC versus hydrogen index (HI)
леводородов имеют одномодальное распределение с максимумом в области я-С15—я-С17 (рис. 5, а, б). В среднемо-лекулярноИ части отмечается преобладание нечетных соединениИ, коэффициент нечетности КнчС15—С21 — 1.0—1.3, КнчС17 > 1. Значения отношения нечетных к четным в вы-сокомолекулярноИ области (СР1) 1.0—1.5. Полученные коэффициенты в целом отражают участие в составе исходного ОВ планктонноИ составляющеИ [12, 14, 15]. В этоИ группе выделяется ряд образцов с повышенноИ концентрациеИ высокомолекулярных я-алканов (рис. 5, б), что может отражать участие водорослевого ОВ. Подобные особенности в распределении я-алканов отмечаются также в силуриИских отложениях прилегающих областеИ ХореИверскоИ впадины и юга гряды Чернышева, где в составе ОВ встречены остатки водорослеИ [8, 9].
Во второИ группе битумоидов доля среднемолекуляр-ных соединениИ снижена, а концентрация углеводородов состава > С19 равна 51—74 % (табл. 2, рис. 5, в, г). Доля высокомолекулярных я-алканов в области С25—С33 повышается до 45%, значения соотношения я-С17/я—С25 и СР1 для этих битумоидов наиболее низкие — 1.1—2.9 и 0.92—1.2 соответственно. Полученные значения геохимических параметров в этоИ группе битумоидов могут указывать на смешанным состав ОВ, сформированного за счет планктон-ноИ и водорослевоИ составляющеИ, с увеличением вклада донных водорослеИ. Сходное распределение насыщенных УВ отмечаются Т. К. БаженовоИ в нефтематеринских отложениях СибирскоИ платформы, в ОВ которых присутствует максимальное количество остатков донных бурых водорослеИ (псевдовитринит) [2]. Значения вХБ в рассматри-
Рис. 4. Битуминозность силурийских отложений: а — зависимость значений вХБ от содержания Сорг в породе, б — микрофотографии шлифов в УФ-свете. Битуминозные компоненты: см — смолистые, ас — асфальтеновые, м — маслянистые, лув — легкие
углеводороды
Fig. 4. Bituminosity of the Silurian deposits: a — variation of the вХБ values with TOC in the rock, b — micrographs of thin sections in ultraviolet light. Bituminous components: см — resinous, ac — asphaltic, м — oleaginous, лув — light hydrocarbons
Таблица 2
Геохимические параметры ОВ и насыщенных УВ (w-алканов и изопреноидов) силурийских отложений Тальбейского блока
Table 2
Geochemical characteristic of organic matter and saturated hydrocarbon (я-alkanes and isoprenoids) in Silurian deposits
of the Talbeysky block
Скважина / Borehole l-Воргамусюр / 1-Vorgamusyur 2-Адак / 2-Adak l-Адак / 1-Adak
Образец / Sample 9-2 11-2 13-1 23-2 47-29 50-40 52-51 54-56 61-62 1-1 5-5 5-6
Возраст / Age S2ld s, S2p S2ld Siv S2gj Sjsd
C0pr, % 0.9 0.46 0.1 0.2 0.31 0.44 0.51 0.19 0.12 0.18 0.14 0.14
ХБА, % 0.041 0.033 0.038 0.019 0.065 0.130 0.050 0.012 0.020 0.02 0.03 0.02
РХБ 4.6 7.2 38 10 21 29.5 9.9 6.3 16.7 11.1 21.4 14.3
46.46 48.23 29.43 46.68 37.18 20.11 37.06 65.43 33.54 66.25 54.78 51.88
C19-1C24 39.80 30.59 43.44 28.51 25.13 29.02 30.89 14.55 39.83 17.39 19.61 19.40
>c25 12.25 16.04 25.44 10.47 26.26 45.30 25.30 7.50 20.64 8.37 16.23 20.82
Хд-алканов 5.10 7.92 5.64 16.93 11.44 5.57 6.74 12.51 5.99 7.98 9.38 7.98
*KH4C15-C21 1.03 1.03 1.00 0.99 1.06 1.25 1.18 1.13 1.02 1.3 1.09 1.09
**K„,C17 1.14 1.28 1.31 1.49 1.08 1.85 1.38 1.05 1.15 1.80 1.00 1.06
h-C17/h-C25 2.93 4.40 1.84 6.69 2.17 1.10 2.31 8.59 2.53 5.23 3.51 5.03
***CPI 1.19 1.09 0.93 1.00 0.98 0.94 1.02 1.44 1.21 1.16 1.29 1.34
Pr/Ph 1.10 1.01 0.81 1.09 0.95 1.03 1.33 1.22 0.95 1.26 1.47 1.34
Рг/я-С17 0.10 0.17 0.18 0.38 0.38 0.22 0.20 0.28 0.21 0.14 0.24 0.20
Ph///-C18 0.12 0.36 0.32 0.73 0.52 0.37 0.23 0.41 0.26 0.29 0.32 0.30
Pr+Ph/ hC17+hC1s 0.11 0.23 0.24 0.49 0.44 0.28 0.21 0.33 0.24 0.18 0.27 0.23
*1/2*(((C15+C17+C19+C21)/(C14+C16+C18+C20))+(C15+C17+C19+C21)/(C16+C18+C20+C22))) **2*C17/(C16+C18)
*** 1/2*(((C25 + C27+C29+C31 + C33)/(C26+C28+C3O+C32+C34)) + ((C25+C27+C29+C3I)/(C24+C26 + C28 + C3O+C32)))
Время, мин
Рис. 5. Хроматограммы распределения я-алканов и изопреноидов в насыщенной фракции битумоидов Fig. 5. Chromatograms of я-alkanes and isoprenoids in saturated hydrocarbon fractions
ваемой группе битумоидов составляет 16—38 %, что может свидетельствовать об их частично аллохтонной природе.
Концентрация изопреноидов во всех битумоидах низкая и составляет 5.1—16.9 % (табл. 2). Считается, что величина отношения пристана (/-С19) к фитану (*'-С20) (Pr/Ph) является показателем окислительно-восстановительных условий диагенеза исходного ОВ [12, 14, 15]. Значения отношения Pr/Ph варьируют в диапазоне от 0.8 до 1.4, что может свидетельствовать о накоплении исходного ОВ в субокислительной обстановке.
В целом характер распределения и-алканов в изученные битумоидах отражает участие морского планктонно-водорослевого ОВ в составе исходной биомассы. По дан-ныш палинологических исследований скважин 1-, 2-Адак-ская и 1-Харутамышькская, основной биоценотический состав ОВ силурийских отложений представлен остатками фито- и зоопланктона и зообентоса [5].
Катагенез ОВ
Катагенетическая преобразованность ОВ силурийских отложений оценивалась преимущественно по материалам скважины 1-Воргамусюрская. По данным пиро-литических исследований (Rock-Eval), значения Tmax (температура максимального выгхода УВ) и PI (индекс продуктивности), используемые в качестве показателей зрелости ОВ, составляют 430—443 °С и 0.1—0.2 соответственно с увеличением вниз по разрезу (рис. 6). Полученные данные указывают на уровень катагенетической преобразо-ванности ОВ силурийских отложений, соответствующий градациям МК1-2, то есть главной зоне нефтегенерации. Степень катагенетической преобразованности определялась также по индексу окраски конодонтов (ИОК), используемому для оценки прогрева вмещающих отложений [13]. Цветовые градации конодонтов, выраженные через индексы окраски, изменяются с глубиной залегания отложений, составляя 1.5—2. По данным ИОК, интенсивность прогрева вмещающих толщ достигала 90—140 °C, что отвечает градациям катагенеза на уровне МК1-2.
По данным проведенных ранее исследований по оценке катагенеза ОВ в скважинах 1-, 2-Адакская и 1-Ха-рутамышькская, ОВ силурийских отложений является более зрелым на уровне градаций МК2-3 [5]. Однако сами авторы отмечают, что для силурийских толщ, где отсут-
ствуют остатки высшеИ растительности, оценка катагенеза была определена в достаточноИ мере условно. По результатам наших исследованиИ (пиролитических, ИОК), мак-симальныИ прогрев силуриИских толщ в северноИ части ТальбеИского блока (скв. 1-Воргамусюрская) достигал градациИ МК2. Вариации уровня зрелости ОВ в пределах блока, вероятно, отражают латеральное изменение катагенеза по площади.
Заключение
Таким образом, в раннесилуриИское время в мелководно-морских условиях формировались в основном бедные НГМП. Средние и богатые глинисто-карбонатные НГМП с повышенным содержанием ОВ накапливались преимущественно в позднесилуриИское время. Значения Н1 варьируют в широких пределах — от 4 до 580 мг УВ / г Сорг, что, вероятно, обусловлено окислением ОВ на регрессивных этапах развития бассеИна и частичноИ реализациеИ его углеводородного потенциала при катагенезе. Исходным органическим материалом являлось морское планктонно-водорослевое ОВ. Катагенетическая преобразованность ОВ силуриИских отложениИ изменяется по площади, достигая градациИ МК1-2 в северноИ и МК2-3 в южноИ частях Таль-беИского блока.
Авторы выражают благодарность руководству ООО «ТП НИЦ» и ООО «Газпром переработка» (г. Ухта) за предоставленную возможность работы с керновым материалом скважин.
Аналитические исследоваяия проводились в Ияститу-те геологии Коми НЦУрО РАН (ЦКП «Геояаука», г. Сыктывкар) и ВНИГНИ (г. Москва). Исследоваяия выполяеяы при частичяой поддержке программы УрО РАН (№ 15-18-5-21) и граята РФФИ (№ 16-35-00278мол_а).
Литература
1. Бажеяова О. К., Бурлия Ю. К., Соколов Б. А., Хаия В. Е. Геология и геохимия нефти и газа: Учебник. М.: МГУ, 2004. 415 с.
2. Бажеяова Т. К., Шапиро А. И. Алифатические углеводороды синбитумоидов как показатель фациально-гене-тического типа органического вещества // Нефтегазовая геология. Теория и практика. 2008. Т. 3. № 3. иЯЬ: http://www.ngtp.rU/rub/1/28 2008.pdf
Рис. 6. Изменение параметров зрелости ОВ по данным пиролиза Rock- Eval и индексу окраски конодонтов в скважине 1 - Воргамусюр Fig. 6. Maturity of organic matter according to Rock-Eval data and conodont color alteration index in well 1-Vorgamusyur
3. Богданов Б. П., Ростовщиков В. Б., Недилюк Л. П. и др. Тектонические и геохимические предпосылки нефте-газоносности гряды Чернышева // Там же. 2016. Т. 11. № 2. URL: http://www.ngtp.ru/rub/4/18_2016.pdf
4. Данилов В. Н, Иванов В. В., Гуделъман А. А. и др. Перспективы нефтегазоносности центральной части поднятия Чернышева по результатам геолого-разведочных работ на Адакской площади // Там же. 2011. Т. 6. № 2. URL: http://www.ngtp.ru/rub/4/21_2011.pdf
5. Данилов В. Н, ОгданецЛ. В., Макарова И. Р. и др. Основные результаты изучения органического вещества и УВ-флюидов Адакской площади // Там же. 2011. Т. 6. № 2. URL: http://www.ngtp.ru/rub/1/22_2011.pdf
6. Данъщикова И. И., Процъко О. С. Литологическая и геохимическая характеристика силурийских отложений Тальбейского блока // Структура, вещество, история литосферы Тимано-Североуральского сегмента: Матер. 23-й науч. конф. Сыктывкар: Геопринт, 2014. С. 22—24.
7. Жемчугова В. А, Мелъников С. В., Данилов В. Н. Нижний палеозой Печорского нефтегазоносного бассейна (строение, условия образования, нефтегазоносность). М.: Академия горных наук, 2001. 110 с.
8. Клименко С. С., Анищенко Л. А. Геологические и геохимические аспекты нефтегазоносности гряды Чернышева // Литологические и геохимические основы прогноза нефтегазоносности: Матер. конф. СПб.: ВНИГРИ, 2008. С. 166—174.
9. Клименко С. С., Анищенко Л. А. Состав ОВ нефтегазоносных толщ, особенности условий и времени генерации УВ в осадочном чехле Тимано-Печорского бассейна // Успехи органической геохимии: Материалы конф. Новосибирск, 2010. С. 174—178.
10. Майдлъ Т. В., Данъщикова И. И.Роль тектогенеза в формировании коллекторов нижнепалеозойских карбонатных отложений в центральной части поднятия Чернышева // Вестник ИГ Коми НЦ УрО РАН. 2015. № 10. С. 3—10.
11. Тимано-Печорская провинция: геологическое строение, нефтегазоносность и перспективы освоения / М. Д. Белонин, О. М. Прищепа, Е. Л. Теплов и др. СПб.: Недра, 2004. 396 с.
12. ХантД. Геология и геохимия нефти и газа. М.: Мир, 1982. 703 с.
13. Epstein A. G, Epstein J. B, Harris L. D. Conodont color alteration — an index organic metamorphism / U. S. Geological Survey Professional Paper 995, 1977. P. 27.
14. Peters K. E, Moldowan J. M. The biomarker guide: interpreting molecular fossils in petroleum and ancient. Prentice -Hall, Englewood Cliffs, New Jersey, 1993. 363 p.
15. Tissot B. T, Welte D. H. Petroleum Formation and Occurrences. 2 nd ed. Springer-Verlag, Berlin. 1984. 699 p.
References
1.Bazhenova O. K., Burlin Yu. K., Sokolov B. A., Khain V. E. Geologiya igeokhimiya neftiigaza: Uchebnik(Petroleum geology and geochemistry). Moscow, MGU, 2004, 415 p.
2. Bazhenova T. K. Shapiro A. L. Alifaticheskie uglevodorody sinbitumoidovkak pokazatel'fatsial'no-geneticheskogo tipa organ-icheskogo veshchestva (Aliphatic hydrocarbons of synbitumoids as an indicator of facial-genetic type of organic matter). Neftega-zovayageologiya. Teoriya ipraktika. 2008, V. 3, No. 3. — http:// www.ngtp.ru/rub/1/28_2008.pdf
3. Bogdanov B. P., Rostovschikov V. B., Nedilyuk L. P. et al. Tektonicheskie i geokhimicheskie predposylki neftegazonosnosti gry-
ady Chernysheva (Tectonical and geochemical preconditions for petroleum potential of Chernyshov ridge). Neftegazovaya geologiya. Teoriya i praktika. 2016, V. 11. No. 2. — http://www.ngtp.ru/ rub/4/18_2016.pdf
4. Danilov V. N., Ivanov V. V., Gudelman A. A. et al. Per-spektivy neftegazonosnosti tsentral'noi chasti podnyatiya Chernysheva po rezul'tatam geologorazvedochnyh rabot na Adakskoi ploschadi (Oil and Gas potential of the central part of the Chernyshev swell based on geological exploration data at the Adak area). Neftegazovaya geologiya. Teoriya ipraktika. 2011, V. 6, No. 2. — http:// www.ngtp.ru/rub/4/21_2011.pdf
5. Danilov V. N., Ogdanets L. V., Makarova I. R et al. Os-novnye rezultaty izucheniya organicheskogo veschestva i UV-flyui-dov Adakskoi ploschadi (Adak area — main results of organic matter and hydrocarbon fluids study). Neftegazovaya geologiya. Teoriya ipraktika. 2011, V. 6. No. 2. — http://www.ngtp.ru/rub/1/ 22_2011.pdf
6. Danshikova I. I., Protsko O. S. Litologicheskay i geokhim-icheskay kharakteristika siluriiskikh otlozhenii Tal'beiskogo bloka (Lithological and geochemical characteristic of the Silurian sediments of Talbeysky block). Struktura, veschestvo, istoriya litos-fery Timano-Severouralskogo segmenta: conference materials. Syktyvkar, Geoprint, 2014, pp. 22—24.
7. Zhemchugova V. A., Mel'nikov S. V., Danilov V. N. Nizh-nij paleozoj Pechorskogo neftegazonosnogo bassejna (stroenie, us-lovija obrazovanija, neftegazonosnost (Lower Paleozoic Pechora petroleum basin (structure, formation conditions, petroleum potential). Moscow, Akademia gornykh nayk, 2001, 110 p.
8. Klimenko S. S., Anitshenko L. A. Geologicheskie i geohim-icheskie aspekti neftegazonosnosti gryadi Chernisheva (Geological and geochemical aspects of oil and gas content of the Chernyshev ridge). Litologicheskie i geohimicheskie osnovi prognoza nefte-gazonosnosti: conference materials. St. Petersburg, VNIGRI, 2008, pp. 166—174.
9. Klimenko S. S., Anitshenko L. A. Sostav OVneftegazon-osnih tolsch, osobennosti uslovii i vremenigeneracii UV v osadoch-nom chehle Timano-Pechorskogo basseina (The composition of OM oil and gas deposits, especially the conditions and time of hydrocarbon generation in the sedimentary cover of the Timan-Pechora Basin). Uspehi organicheskoi geohimii: conference materials. Novosibirsk, 2010, pp. 174—178.
10. Maydl T. V., Danshikova I. I. Rol tektogeneza vformirova-nii kollektorov nizhnepaleozoiskyekh karbonatnyekh otlozhenii v tsentral'noi chasti podnyatiya Chernysheva (Role of tectogenesis in formation or reservoirs of lower Paleozoic carbonate deposits in central part of Chernyshev ridge). Vestnik of Institute of geology Komi SC UB RAS, 2015, No 10, pp. 3—10.
11. Timano-Pechorskaya provintsiya: geologicheskoe stroenie, neftegazonosnost' i perspektivy osvoeniya (Timan-Pechora province: geological structure, petroleum potential and prospects of development). M. D. Belonin, O. M. Prishchepa, E. L. Teplov et al. St. Petersburg, Nedra, 2004, 396 p.
12. Khant D. Geologiya igeokhimiya nefti igasa (Geochemistry and geology of oil and gas). Moscow, Mir, 1982, 703 p.
13. Epstein A. G., Epstein J. B., Harris L. D. Conodont color alteration — an index organic metamorphism. U. S. Geological Survey Professional Paper 995, 1977, P. 27
14. Peters K. E., Moldowan J. M. The biomarker guide: interpreting molecular fossils in petroleum and ancient. Prentice-Hall, Englewood Cliffs, New Jersey, 1993, 363 p.
15. Tissot B. T., Welte D. H. Petroleum Formation and Occurrences. 2 nd ed. Springer-Verlag, Berlin. 1984, 699 p.
