CC BY
42
УДК [553.98.061.32+551.762](268.45)
1 1 Н.М. Кирюхина1, Т.А. Кирюхина2
НЕФТЕГАЗОГЕНЕРАЦИОННЫЙ ПОТЕНЦИАЛ ЮРСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ БАРЕНЦЕВОМОРСКОГО НЕФТЕГАЗОНОСНОГО БАССЕЙНА
На основе геохимического изучения образцов из обнажений на архипелагах Шпицберген, Земля Франца Иосифа и из скважин Баренцевоморского бассейна, проведена предварительная оценка нефтегазогенерационных свойств отложений всех отделов юрской системы. Помимо верхнеюрских нефтематеринских пород в разрезе отложений ранне-среднеюрского возраста впервые выделены глинистые прослои, обладающие хорошими нефтегазоматеринскими свойствами. Сделана попытка выявить закономерности изменения типа керогена, генерационного потенциала и зрелости органического вещества юрских отложений.
Ключевые слова: Баренцево море, юрские отложения, нефтематеринская порода, генерационный потенциал, катагенез.
Based on geochemical investigation of outcrop samples from the Svalbard and Franz-Josef Land Archipelagoes and core samples from the Barents Sea the evaluation of oil and gas generation properties of all series of the Jurassic system has been accomplished. Besides the already proven Upper Jurassic source rocks, the shaly interlayers within the Lower-Middle Jurassic strata with good source rock properties have been identified for the first time. The authors tried to determine regularities in changes of kerogen type, generation potential and maturity of organic matter from the Jurassic rocks.
Key words: Barents Sea, Jurassic rocks, source rock, generation potential, catagenesis.
Введение. Баренцевоморский бассейн — один из наиболее перспективных нефтегазоносных бассейнов Российского шельфа. Его активное изучение ведется с 1970-х гг., в результате открыто уникальное Штокмановское газоконденсатное месторождение и ряд крупных газовых месторождений — Лудловское, Ледовое и др. Залежи углеводородов (УВ) открытых месторождений приурочены к мезозойским (триасовым и юрским) отложениям.
Геохимические исследования относятся к наиболее важным в ходе геолого-разведочных работ на нефть и газ, включают выделение нефтематеринских отложений в разрезе и определение их нефтегазоге-нерационных свойств. В Баренцевоморском бассейне этой проблемой в разное время и с разной степенью детальности занимались Е.Г. Бро, А.И. Данюшевская, В.А. Клубова, Т.Л. Лейт, А. Морк и др. Кроме того, опубликован ряд статей, посвященных изучению битумопроявлений на архипелагах Земля Франца Иосифа (ЗФИ) и Шпицберген (В.М. Безруков, И.Ю. Винокуров, М.Л. Верба, Б.А. Клубов и др.). Основные выводы перечисленных выше исследователей сводятся к тому, что в пределах шельфа можно выделить две основные группы мезозойских нефтегазоматеринских пород (НМП) — отложения среднего триаса и верхней юры. В силу слабой изученности отложения других отделов триасовой и юрской систем не попали в поле зрения указанных исследователей. По мере поступления новых материалов появляется возможность
проанализировать отложения всех отделов юрской системы с целью выявить в них НМП и оценить их вклад в формирование нефтегазоносности шельфа Баренцева моря, чему и посвящена статья.
Материалы и методы исследований. Фактическим материалом для изучения нефтематеринских свойств юрских отложений послужили образцы пород, отобранные в ходе геологических экспедиций сотрудниками и студентами кафедры геологии и геохимии горючих ископаемых геологического факультета МГУ имени М.В. Ломоносова из обнажений на островах архипелагов ЗФИ и Шпицберген. Часть образцов предоставлена специалистами ВСЕГЕИ и норвежской компанией «Statoil». Всего исследовано 24 образца юрских пород из разных районов Баренцева моря (рис. 1). Кроме того, использованы литературные данные, опубликованные в работах [Бро, 1993; Данюшевская, 1995; Leith, 1992].
Методика изучения нефтегазогенерационных свойств юрских отложений включала макро- и микроописание образцов; пиролитический анализ на приборе «Rock-Eval 6» для определения содержания и типа органического вещества (ОВ), оценки степени зрелости и генерационного потенциала отложений. Для более детальной характеристики катагенетиче-ской преобразованности ОВ использованы результаты углепетрографических исследований. Извлечение битумоида из породы и оценку его содержания проводили путем холодной экстракции образцов
1 Московский государственный университет имени М.В. Ломоносова, геологический факультет, кафедра геологии и геохимии горючих ископаемых, аспирантка; e-mail: kiryukninan@gmail.com
2 Московский государственный университет имени М.В. Ломоносова, геологический факультет, кафедра геологии и геохимии горючих ископаемых, канд. геол.-минерал. н., вед. науч. сот.; e-mail: takir@bk.ru
хлороформом. Состав битумоида изучали методом газожидкостной хроматографии на приборе «Perkin-Elmer», условия анализа: газ-носитель — гелий, скорость гелия 30 см/с при 100°C, капиллярная кварцевая колонка 60 м х 0,25 мм, скорость программирования температуры термостата 4°С/мин, начальная температура 60°С, конечная — 320°С.
Результаты исследований и их обсуждение. Юрские отложения широко распространены на территории Баренцева моря. Они вскрыты в большинстве пробуренных скважин и выходят на поверхность на архипелагах по периферии бассейна. Для изучения нефтематеринских свойств нами отобраны глинистые отложения всех отделов юрской системы. Микроскопическое исследование показало, что все образцы со значительным содержанием ОВ представлены аргиллитами с примесью кварцевого материала (примесь не превышает 10%). Исключение составляют образец нижнеюрских отложений со Штокмановского месторождения и образец берриасских отложений из обнажения на арх. ЗФИ, оба образца представлены мелкозернистыми алевролитами. В составе глинистого материала преобладает гидрослюда, в меньшей степени присутствует хлорит. Обломочная фракция состоит преимущественно из кварца и полевых шпатов. Породы содержат рассеянное ОВ, распределенное неравномерно.
Геохимические особенности ОВ юрских отложений и смена обстановок осадконакопления позволяют выделить в исследуемой толще три комплекса: нижнеюрско-батский, среднеюрский (келловейский) и верхнеюрский.
Нижнеюрско-батские отложения накапливались в условиях дельтовой равнины, периодически затапливаемой морем [Шипелькевич, 2000]. Отложения представлены в основном песчаниками с маломощными прослоями дельтовых и мелководно-морских глин, невыдержанными по площади и часто обогащенными ОВ.
Содержание органического углерода (ТОС) в восточной части Баренцева моря составляет 1,3—3,08% (табл. 1). Значения водородного индекса (HI) в целом низкие, на Штокмановском месторождении они колеблются от 108 до 272 мгУВ/гТОС, что характеризует тип ОВ как III и II—III (гумусовый и сапропелево-гумусовый) (рис. 2). Минимальные значения HI отмечены в образце из обнажения на арх. ЗФИ — 51 мгУВ/гТОС, что соответствует IV типу керогена — сильноокисленное, возможно, переотложенное ОВ с низким газогенерационным потенциалом. Генерационный потенциал (Sj+S2) нижнеюрско-батских отложений Штокмановского месторождения низкий и умеренный [Тиссо, 1981], в среднем составляет 1,54—3,57 мгУВ/г породы, а на арх. ЗФИ он ниже — 0,89 мгУВ/г породы.
Образец, отобранный на арх. Шпицберген, содержит 2,65% ТОС, HI = 8 мгУВ/гТОС. Генерационный потенциал очень низкий — 0,21 мгУВ/г породы.
Рис. 1. Обзорная карта шельфа Баренцева моря: места отбора образцов: треугольники — скважины, кружки — обнажения
Отложения содержат рассеянное ОВ IV типа и не относятся к НМП.
Степень преобразования отложений по Tmax различна — на арх. ЗФИ они не достигли главной зоны нефтеобразования (ГЗН), Tmax = 420°С, в то время как на Штокмановском месторождении наблюдаются значительные колебания Tmax (431—443°С), что свидетельствует о широком диапазоне катагенетической преобразованности ОВ этих пород [Peters, 1994]. Нижнеюрско-батские отложения с арх. Шпицберген находятся на начальной стадии ГЗН (Tmax = 434°С).
Согласно замерам показателя отражения ви-тринита (ПОВ), нижнеюрско-батские отложения в центральной части Южно-Баренцевской впадины (Арктическая площадь) достигли степени преобразования МК2 (R = 0,68^0,78). На Штокмановском месторождении ПОВ ниже — 0,59^0,7, что соответствует градациям катагенеза МК1—МК2. На Ферсма-новской площади породы находятся в начале ГЗН (R = 0,5^0,55).
Содержание битумоидов в нижнеюрско-батских отложениях Штокмановского месторождения составляет 0,024—0,071% (табл. 2). В групповом составе битумоида наблюдается преобладание масел и смол над асфальтенами. Значения коэффициента биту-минозности (рхб) изменяются от 1,81 до 3,36%, что наряду с низкой степенью преобразованности ОВ характеризует битумоид как автохтонный.
В составе алкановых УВ в битумоидах из пород раннеюрско-батского возраста Штокмановского месторождения присутствуют н-алканы С14_17—С35_36 (рис. 3). По характеру распределения н-алканов би-тумоиды подразделяются на две группы. В первую
15 ВМУ, геология, № 1
Таблица 1
Результаты пиролиза Rock Eval юрских пород из обнажений островов архипелагов ЗФИ и Шпицберген, из Штокмановского
месторождения, Арктической и Ферсмановской площадей
Место отбора Литологи-ческий состав Возраст Rock Eval
T * max S1 S2 S1+S2 PI TOC HI OI
Штокмановское Алевролит Ji3 431 0,58 8,38 8,96 0,07 3,08 272 14
арх. Шпицберген Аргиллит Jtp—J2a 434 0,01 0,2 0,21 0,05 2,65 8 0
Штокмановское то же J^1 443 0,1 1,14 1,54 0,07 1,33 108 89
Штокмановское - " - J^1 441 0,18 3,29 3,47 0,05 2,11 156 45
арх. ЗФИ - " - J2a 420 0,05 0,84 0,89 0,06 1,62 51 95
Штокмановское - " - J2a-bj 432 0,25 2,49 2,74 0,09 1,5 166 36
Штокмановское - " - J2 432 0,18 1,90 2,08 0,08 1,16 165 294
арх. Шпицберген - " - J2bt-cl 434 0,04 2 2,04 0,02 5,91 34 25
Штокмановское - " - J2cl 435 0,08 2,02 2,1 0,04 1,33 152 29
Арктическое - " - J2cl 433 0,35 1,55 1,9 0,18 0,83 187 -
Арктическое - " - J2cl 433 0,32 1,93 2,25 0,14 1,15 168 -
Арктическое - " - J2cl 432 0,28 1,84 2,12 0,13 1,29 142 -
арх. ЗФИ - " - J2-3 408 0,31 2,85 3,16 0,1 4,34 65 84
арх. Шпицберген - " - J3 446 0,51 3,91 3,45 0,26 2,48 158 40
Штокмановское - " - J3 417 1,59 30,1 31,67 0,05 8,31 362 12
арх. ЗФИ - " - J3ox-km 409 0,35 4,57 0,79 0,07 5,48 83 105
арх. ЗФИ - " - J3ox-km 412 0,34 5,04 5,38 0,06 7,41 68 135
Штокмановское - " - J3ox-km 414 1,98 34,6 36,59 0,05 9,41 368 13
арх. ЗФИ - " - J3km 410 0,36 11,6 2,86 0,03 6,41 180 62
арх. ЗФИ - " - J3km 409 0,29 11,7 3,11 0,02 6,1 192 61
арх. ЗФИ - " - J3km 411 0,7 6,72 2,41 0,09 5,18 129 53
арх. ЗФИ - " - J3km2 407 0,28 6,83 1,55 0,04 5,77 118 76
Арктическая - " - J3km 427 5,22 68,3 73,48 0,07 14,3 476
Арктическая - " - J3km 422 5,8 61,6 67,42 0,08 15,2 404
Арктическая - " - J3km 423 8 63,2 71,15 0,11 16,7 423
Арктическая - " - J3km 422 8,34 63,5 71,8 0,12 15 423
Арктическая - " - J3km 425 6,14 45,7 51,8 0,12 12,5 367
Арктическая - " - J3km 430 2,37 29,3 31,7 0,07 8,2 357
арх. ЗФИ - " - J3km-tt 419 0,08 5,76 5,84 0,01 4,33 133 62
арх. ЗФИ - " - J3tt 411 0,31 16 3,07 0,02 7,71 207 67
Арктическая - " - J3tt 428 1,34 22,1 23,48 0,06 6,33 349
Арктическая - " - J3tt 428 0,76 15,7 16,5 0,05 5,06 311
Арктическая - " - J3tt 434 0,27 4,72 4,99 0,05 2,68 176
Арктическая - " - J3tt 435 0,04 0,37 0,41 0,1 2,14 178
Ферсмановская - " - J3tt 411 2,13 40 42,13 0,05 9,91 404
арх. ЗФИ - " - J3tt-K1b1 429 0,03 1,47 1,5 0,02 0,83 177 48
арх. ЗФИ - " - J3tt-K1b1 408 0,43 22,9 7,11 0,02 8,21 279 39
арх. ЗФИ Алевролит Kibi 416 0,11 3,61 1,91 0,03 3,2 112 59
группу входят битумоиды с выраженным максимумом в низкомолекулярной области — С17—С18. Такое распределение н-алканов свидетельствует о смешанном типе ОВ с преобладанием сапропелевой составляющей. Значения отношения пристана к фитану (П/Ф = 0,87+1,78) показывают мелководно-морские условия осадконакопления и изменение среды от окислительной до восстановительной.
Ко второй группе относятся битумоиды, в которых максимум распределения приходится на С23—С25, что свидетельствует о преимущественно гумусовой
природе исходного ОВ. Континентальные условия накопления подтверждаются резким преобладанием нечетных н-алканов в высокомолекулярной области.
Геохимическое изучение ОВ нижнеюрско-батских отложений показало, что, несмотря на увеличение содержания ТОС в глинистых прослоях с юга на север, качество ОВ значительно ухудшается. В исследованных образцах из обнажений на островах арх. ЗФИ и Шпицберген выявлен кероген IV типа с низким генерационным потенциалом. Такие отложения нельзя рассматривать в качестве НМП.
Рис. 2. Тип и степень катагенетического преобразования ОВ юрских отложений Баренцева моря (модифицированная диаграмма Ван-Кревелена): А — нижнеюрско-батских; Б — келловейских; В — верхнеюрских. Места отбора образцов: 1 — арх. ЗФИ, 2 — Штокма-новское месторождение, 3 — арх. Шпицберген, 4 — Арктическая площадь, 5 — Ферсмановская площадь
Прослои аргиллитов нижнеюрско-батских отложений Штокмановского месторождения — хорошая НМП с умеренным, иногда высоким генерационным потенциалом.
Основываясь на изучении ОВ и условий осадко-накопления нижнеюрско-батских пород, можно предположить, что аргиллиты, обогащенные ОВ, в составе которого преобладает гумусовый тип, накапливались в периоды отступления моря, возможно, в дельтовых условиях. Отложения с повышенной концентрацией ТОС, в которых установлено преобладание сапропелевого ОВ, накапливались в мелководно-морских условиях в периоды кратковременного затопления дельтовой равнины.
Келловейские отложения накапливались в морских условиях и представлены алевро-глинистыми, реже песчаными породами [Шипелькевич, 2000]. Они более выдержаны по площади, чем нижнеюрско-батские отложения.
Концентрация ОВ в келловейских отложениях варьирует в широких пределах. Наиболее высокие значения содержания ТОС зафиксированы на севере Баренцева моря. ТОС в породах с арх. Шпицберген составляет 5,91%, на арх. ЗФИ оно несколько ниже (4,34%), а для скважин на юго-востоке Баренцева моря характерны еще более низкие значения концентрации (0,8—1,33%) (табл. 1).
Значения HI в отложениях арх. Шпицберген и ЗФИ крайне низкие — 34 и 65 мгУВ/гТОС соответственно, что характерно для IV типа ОВ [Peters, 1994]. В совокупности с относительно высоким содержани-
ем ТОС и умеренным генерационным потенциалом на арх. ЗФИ он составляет 3,16 мгУВ/г породы, на арх. Шпицберген — 2,04 мгУВ/г породы, отложения можно отнести к газоматеринским с умеренным генерационным потенциалом.
Таблица 2
Результаты хлороформенной экстракции и жидкостно-адсорбционной хроматографии образцов со Штокмановской площади и с островов арх. ЗФИ
Место отбора Литоло-гический состав Возраст Биту- моиды, % вхб, % Асфаль- тены, % Масла и смолы, %
Шток-манов-ское Алевролит J!3 0,066 2,16 0,7 99,3
- " - Аргиллит J2a' 0,071 3,36 34,5 65,5
- " - То же J2a' 0,024 1,81 100
- " - - " - J2a-bj 0,043 2,88 9,1 90,9
- " - - " - J2cl 0,044 3,29 35,7 64,3
арх. ЗФИ - " - J3ox-km 0,063 1,15 38,7 61,3
- " - - " - J3km 0,088 1,37 23,6 76,4
- " - - " - J3km 0,051 0,84 45,4 54,6
- " - - " - J3km 0,171 3,3 18,8 81,3
- " - - " - J3km2 0,082 1,42 - -
- " - - " - J3tt 0,194 2,52 25,1 74,9
- " - - " - J3tt-Kjbj 0,305 3,71 10,7 89,3
- " - - " - KM 0,064 2 28,1 71,9
Рис. 3. Распределенние алканов в хлороформенных битумоидах нижнеюрско-батских пород: 1 — изоалканы, 2 — н-алканы. Места отбора и возраст образцов: А — Штокмановское месторождение, скв. 6, J2a—b; Б — Штокмановское месторождение, скв. 6, J2a; В — Штокмановское месторождение, скв. 5, J2a; Г — Штокмановское месторождение, скв. 5, J2a
Келловейские отложения из юго-восточной части Баренцева моря отличаются более высокими показаниями Н1 (142—187 мгУВ/гТОС), что позволяет говорить о смешанной природе ОВ с преобладанием гумусовой составляющей (рис. 2). Генерационный потенциал в изученных образцах изменяется от низкого до умеренного: в отложениях Штокмановского месторождения — 2,08—2,1 мгУВ/г породы, на Арктической площади — 1,9—2,25 мгУВ/г породы.
По значениям Ттах все породы незрелые или находятся в начале ГЗН (стадии ПК или начало МКХ). Самые низкие значения Ттах наблюдаются на арх. ЗФИ — 408оС. Однако данные замеров ПОВ из скважин на юго-востоке баренцевоморского шельфа свидетельствуют о более высокой степени зрелости келловейских отложений: на Штокмановском месторождении = 0,54+0,59, что соответствует градации катагенеза МКХ; на Арктической площади — 0,58+0,7 (стадии МКХ-МК2).
Содержание битумоидов в келловейских отложениях Штокмановского месторождения составляет 0,044% (табл. 2). Масла и смолы преобладают, рхб невысокий — 3,29%. В составе битумоидов из скважины Штокмановская-7 присутствуют н-алканы от С16 до С34. Максимум распределения приходится на С21 (рис. 4).
Битумоид из келловейских отложений скважины Штокмановская-5 содержит н-алканы С18—С35 (рис. 4). Максимум в их распределении приходится на С23—С25. Изопреноиды отсутствуют, определить
значение П/Ф не удалось. Преобладание нечетных алканов в высокомолекулярной области подтверждает предположение о низкой степени катагенетической преобразованности и значительной доле гумусового вещества в составе исходного ОВ. Условия осадко-накопления, определенные по составу алкановых УВ, — прибрежно-морские.
В хлороформенных экстрактах из келловейских пород арх. Шпицберген присутствуют н-алканы от С17 до С35 (рис. 4). Максимум их распределения приходится на С26—С27. Отношение нечетных н-алканов к четным (НЧ/Ч) составляет 1,05, что говорит о небольшой степени преобразования и смешанной природе исходного ОВ.
Исследования келловейских отложений показали, что отложения, несмотря на накопление в период трансгрессии в условиях мелководно-морского бассейна, характеризуются высокой долей содержания гумусового ОВ. Повышение концентрации ТОС на севере Баренцева моря сопровождается ухудшением качества НМП. Исследованные образцы келловейских отложений из обнажений на островах арх. ЗФИ и Шпицберген содержат кероген IV типа с умеренным генерационным потенциалом. Возможно, они могут генерировать небольшое количество газовых УВ.
В юго-восточной части Баренцевоморского бассейна аргиллиты келловейского возраста — хорошие нефтематеринские породы с низким и умеренным генерационным потенциалом.
Рис. 4. Распределенние алканов в хлороформенных битумоидах келловейских пород: 1 — изоалканы, 2 — н-алканы. Места отбора и возраст образцов: А — Штокма-новское месторождение, скв. 7, J2cl; Б — Штокмановское месторождение, скв. 5, J2cl; В — Штокмановское месторождение, арх. Шпицберген, J2b—cl
Верхнеюрские отложения накапливались в период трансгрессии в морских условиях и широко распространены на шельфе Баренцева моря. Они представлены темноокрашенными глинистыми, реже кремнисто-глинистыми и карбонатно-глинистыми породами, обогащенными ОВ. Эти отложения условно объединены под названием черные глины [Бро, 1993; Данюшевская, 1995].
Верхнеюрские отложения Штокмановского месторождения содержат высокую концентрацию ТОС — 8,31+9,41% (табл. 1). Тип ОВ по Н1 (362—368 мгУВ/гТОС) соответствует смешанному с большой долей сапропелевого материала (II тип) (рис. 2). Породы обладают высоким генерационным потенциалом (31,67—36,59 мгУВ/г породы).
На Арктической площади наблюдается значительная разница между геохимическими параметрами кимериджских и титонских отложений. Содержание ТОС в кимериджских породах составляет 8,2—16,7%, Ш изменяется от 357 до 423 мгУВ/гТОС. Эти отложения представляют собой очень хорошие и превосходные НМП с сапропелевым типом керогена (II). Титонские отложения отличаются более низким содержанием ТОС (2,14—6,33%) и пониженным Ш (176—349 мгУВ/гТОС), что свидетельствует о смешанном гумусово-сапропелевом типе керогена. Генерационный потенциал кимериджских и титонских отложений составляет 31,70—73,48 и 0,41—23,48 мгУВ/г породы соответственно.
Титонские отложения на Ферсмановской площади имеют высокую концентрацию ОВ (9,91%), II тип керогена (Ш = 404 мгУВ/гТОС). Породы
обладают высоким генерационным потенциалом — 42,13 мгУВ/г породы.
По значениям Tmax (411—435оС) степень зрелости верхнеюрских отложений из скважин в юго-восточной части Баренцева моря изменяется от незрелой до зрелой (стадии ПК—МК1). Данные пиролиза хорошо согласуются с замерами ПОВ, согласно которым степень преобразования верхнеюрских отложений на Штокмановском месторождении соответствует градации катагенеза ПК3 (R0 = 0,4+0,5), а отложения на Арктической площади находятся на стадии преобразования МК1 (0,55+0,64).
Содержание битумоида в верхнеюрских породах на Штокмановском месторождении колеблется от 0,57 до 0,75% [Большакова, 2008].
Образцы, отобранные на островах арх. ЗФИ, содержат 4,33—8,21% ТОС. В отложениях титон-берриаского возраста отмечено более низкое содержание ТОС — 0,83% (табл. 1). По водородному индексу (HI = 68+279 мгУВ/гТОС) ОВ относится к гумусовому и сапропелево-гумусовому типам (III и II—III) (рис. 2). Генерационный потенциал пород изменяется от 0,79 до 7,11 мгУВ/г породы. Согласно значениям Tmax отложения незрелые (407—429оС) [Peters, 1994]. Содержание битумоида в них колеблется от 0,051 до 0,194%, масла и смолы преобладают над асфальтенами, по значениям ß3* = 0,84-3,1% это сингенетичный битумоид (табл. 2).
Содержание ТОС в верхнеюрских породах из обнажений на островах арх. Шпицберген составляет 2,48%, HI — 158 мгУВ/гТОС. ОВ гумусового типа (III). Породы обладают умеренным генерационным
Рис. 5. Распределение алканов в хлороформенных битумоидах верхнеюрских пород: 1 — изоалканы, 2 — н-алканы. Места отбора и возраст образцов: А — Штокмановское месторождение, скв. 7, .Г3ох—кш; Б — Арктическая площадь, скв. 1, 13кш; В — Штокмановское месторождение, скв. 7, 131; Г — арх. ЗФИ, 13кш; Д — арх. ЗФИ, 13ох—кш; Е — арх. Шпицберген, 13
потенциалом (3,45 мгУВ/г породы). По Тшах зрелость отложений соответствует стадии МК2. Содержание хлороформенного битумоида колеблется от 0,1 до 0,4% [Большакова, 2008].
Более высокая степень зрелости верхнеюрских пород на арх. Шпицберген, чем у нижне-среднеюрских отложений, обусловлена тем, что они отобраны из тектонически активной зоны (западная часть архипелага), а образцы нижне-среднеюрских отложений — из восточной части архипелага, которая относится к Северо-Баренцевской зоне поднятий, жесткому платформенному массиву [Ступакова, 2011].
В хлороформенных битумоидах из верхнеюрских отложений на Штокмановском месторождении содержатся н-алканы С16—С36. В экстракте из оксфорд-кимериджских пород наблюдается бимодальное распределение н-алканов с максимумами на четных гомологах С18, С20, С22 и С34 (рис. 5). Такое
распределение н-алканов соответствует смешанному гумусово-сапропелевому типу ОВ. Для битумоидов из пород титонского возраста характерно одномодальное распределение н-алканов с максимумом на С^. Значение П/Ф для всех исследованных образцов близкое, изменяется от 0,72 до 0,79, что свидетельствует о восстановительных условиях осадконакопления. Тип ОВ сапропелевый.
В составе алкановых УВ в битумоидах из пород титонского возраста на Арктической площади присутствуют н-алканы С13—С34 (рис. 5). Максимум их распределения приходится на С17. Значение П/Ф = 1, что свидетельствует о морских условиях осадконако-пления.
Битумоиды из верхнеюрских пород на арх. ЗФИ содержат н-алканы от С13-17 до С33. Распределение бимодальное, максимумы приходятся на нечетные н-алканы С15—С^ и С27—С31 (рис. 5). Высокомоле-
кулярные области хроматограмм характеризуются преобладанием нечетных гомологов над четными, что свидетельствует о низкой степени преобразования ОВ и значительном привносе континентальной органики.
В хлороформенном экстракте из пород в западной части арх. Шпицберген присутствуют алканы от С13 до С32, максимум распределения н-алканов приходится на С22—С23 (рис. 5). Полученное значение П/Ф составляет 1,2, однако, по литературным данным, оно выше (2—5) [Leith, 1992], что свидетельствует о мелководно-морских условиях осадконакопления и преобладании гумусового вещества.
В целом верхнеюрские отложения являются хорошими и отличными НМП. Максимальные значения концентрации ОВ в исследованных образцах приурочены к юго-восточной и центральной частям Баренцева моря (Штокмановское месторождение, Арктическая и Ферсмановская площади). Генерационный потенциал изменяется от умеренного до высокого, встречаются единичные образцы с низким потенциалом. Тип керогена изменяется от преимущественно сапропелевого (скважины в юго-восточной части Баренцева моря) до гумусово-сапропелевого (арх. ЗФИ) и гумусового (арх. ЗФИ и Шпицберген). Изменение типа ОВ, вероятно, связано с тем, что арх. ЗФИ и Шпицберген находились вблизи от источника сноса, а юго-восточная и центральная области баренцевоморского шельфа были расположены в наиболее прогнутой части
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
Большакова М.А. Геолого-геохимические условия формирования нефтегазоносности Штокмановско-Лунинской мегаседловины: Автореф. канд. дисс. М., 2008.
Бро Е.Г., Устинов Ю.В., Устрицкий В.И. Геологическое строение и нефтегазоносность Баренцевоморского шельфа. СПб.: ВНИИОкеангеология, 1993. С. 17-37.
Данюшевская А.И. Нефтегазопроизводящие толщи фа-нерозойских отложений арктических островов // Геохимия. 1995. № 10. С. 1495-1505.
Клубов Б.А., Винокуров И.Ю., Гарибьян Е.В. Битумо-проявления на о-ве Хейса // Геология нефти и газа. 1997. № 2. С. 10-13.
Ступакова А.В. Структура и нефтегазоносность Ба-ренцево-Карского шельфа и прилегающих территорий // Геология нефти и газа. 2011. № 6. С. 99-115.
юрского бассейна, что способствовало накоплению сапропелевого типа ОВ.
Выводы. 1. Верхнеюрские черные глины — основные НМП юрского разреза Баренцева моря. Они широко распространены и в основном обладают высоким генерационным потенциалом. Тип кероге-на изменяется от преимущественно сапропелевого (скважины в юго-восточной части Баренцева моря) до гумусово-сапропелевого и гумусового (арх. ЗФИ и Шпицберген).
2. Кимериджские и титонские отложения значительно отличаются по геохимическим параметрам (Арктическая площадь). Кимериджские отложения обладают более высоким генерационным потенциалом, чем титонские.
3. Помимо доказанных верхнеюрских НМП в разрезе отложений раннеюрско-батского возраста установлены глинистые прослои, обогащенные ОВ. Они обладают хорошими нефтегазоматеринскими свойствами в юго-восточной части Баренцева моря; в северной части Баренцевоморского бассейна (арх. ЗФИ и Шпицберген) геохимические параметры керо-гена в совокупности с низким генерационным потенциалом не позволяют рассматривать их как НМП.
4. Отложения келловейского возраста характеризуются высокой концентрацией ТОС и обладают умеренным генерационным потенциалом. В составе ОВ преобладает гумусовый тип керогена. В составе УВ, генерируемых этими отложениями, будут преобладать газовые компоненты.
Тиссо Б., Вельте Д. Образование и распространение нефти. М.: Мир, 1981. 497 с.
Шипелькевич Ю.В. Региональные условия формирования коллекторов а покрышек в юрских продуктивных отложениях на Баренцевоморском шельфе // Геология нефти и газа. 2000. № 6. С. 22-26.
Leith T.L., Weiss H.M., Mork A. et al. Mesozoic hydrocarbon source-rocks of the Arctic region // Arctic Geology and Petroleum Potential. Amsterdam: Elsevier, Norwegian Petroleum Soc., 1992. P. 1-25.
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.
Поступила в редакцию 12.05.2012
18 ВМУ, геология, № 1
