CC BY
28
оригинальная статья
DOI: https://doi.Org/10.18599/grs.2020.3.12-20
УДК 552.578.2.061.32:550.4 (470.1)
Нефтегазоматеринские отложения силура поднятия Чернова
(Тимано-Печорский бассейн)
И.С. Котик1*, Т.В. Майдль1, О.С. Котик1, Н.В. Пронина2
'Институт геологии им. академика Н.П. Юшкина Коми НЦ УрО РАН, Сыктывкар, Россия 2Московский государственный университет им. М.В. Ломоносова, Москва, Россия
Силурийские нефтегазоматеринские отложения являются одними из наименее изученных в Тимано-Печорском бассейне. В основном это связано с их залеганием на больших глубинах (3,0-4,5 км) и ограниченностью вскрытия скважинами этого стратиграфического интервала. Другим источником информации являются естественные обнажения силура, которые известны в восточной и северо-восточной части Тимано-Печорского бассейна. Изученный разрез силурийских отложений вскрывается на р. Падимейтывис, расположенный на поднятии Чернова в северо-восточной части бассейна. Данная статья посвящена изучению силурийских нефте-газоматеринских отложений по результатам литологических, углепетрографических исследований и геохимии органического вещества. Изученный разрез сложен карбонатными и глинисто-карбонатными отложениями, сформировавшихся в мелководно-шельфовых условиях. Для большей части разреза, сложенной иловыми и ило-во-биокластовыми известняками характерны невысокие концентрации органического вещества (Сорг в основном менее 0,3 %). Повышенные содержания Сорг (до 1,16 %) характерны для глинисто-карбонатных разностей пород, которые составляют около 20 % разреза. Отложения с повышенными концентрациями органического вещества формировались в изолированных и углубленных участках дна в целом мелководного бассейна. Оценка степени катагенетической преобразованности по данным пиролиза Rock-Eval, углепетрографических исследований и индексов окраски конодонтов показала, что органическое вещество достигло условий середины-конца главной зоны нефтегенерации (градация МК2-МК3). Полученные геохимические характеристики (Сорг, S2, Н1) с учетом определенного уровня зрелости органического вещества свидетельствуют, что силурийские нефтегазоматерин-ские отложения обладали средним углеводородным потенциалом.
Ключевые слова: поднятие Чернова, силурийские отложения, нефтегазоматеринские породы, органическое вещество, катагенез, углеводороды
Для цитирования: Котик И.С., Майдль Т.В., Котик О.С., Пронина Н.В. (2020). Нефтегазоматеринские отложения силура поднятия Чернова (Тимано-Печорский бассейн). Георесурсы, 22(3), с. 12-20. DOI: https://doi. о^/10.18599^ге.2020.3.12-20
Введение
Силурийские отложения в составе среднеордовикско-нижнедевонского нефтегазоносного комплекса в Тимано-Печорском бассейне рассматриваются как одни из источников для генерации углеводородов (УВ) (Баженова и др., 2008; Клименко, Анищенко, 2010; Данилевский и др., 2003). Залежи нефти в силурийских отложениях установлены на прилегающих к поднятию Чернова территориях - гряде Чернышева и Варандей-Адзьвинской структурной зоне. Наличие нефтегазоматеринских пород, обладающих необходимыми для процессов генерации геохимическими параметрами, свидетельствует о генерации УВ в силурийских отложениях. Оценка нефтематеринских свойств отложений силура в исследуемом районе Тимано-Печорского бассейна приведена в немногочисленных публикациях и на ограниченном керновом материале (Баженова и др., 2008, Данилов и др., 2011, Котик и др., 2016, Песецкая, Павлова, 1997). В основном это связано с их залеганием на больших глубинах (3,0-4,5 км) и ограниченностью вскрытия скважинами данного стратиграфического интервала. Недостаток фактического материала возможно восполнить исследованием
* Ответственный автор: Иван Сергеевич Котик E-mail: ivkotik@gmail.com
© 2020 Коллектив авторов
силурийских отложений в естественных обнажениях, которые известны на поднятии Чернова. Изучение строения осадочного разреза силура в естественных выходах, выделение потенциальных нефтегазогенерировавших толщ и характеристика органического вещества (ОВ), являются целью проведенных литологических, геохимических и углепетрографических исследований, результаты которых обсуждаются в данной статье.
Район и объект исследований
Исследуемая территория расположена на северо-востоке Тимано-Печорского нефтегазоносного бассейна в пределах поднятия Чернова. Поднятие Чернова представляет собой линейную в плане структуру, отделяющую Коротаихинскую впадину от Варандей-Адзьвинской структурной зоны и Косью-Роговской впадины (Тимонин, Юдин, Беляев, 2004) (рис. 1). Северо-западная половина поднятия (Вашуткино-Талотинский надвиг) в виде моноклинально погружающихся отложений имеет более простое строение, а юго-восточная осложнена встречно падающими надвигами, образующими клиновидную в разрезе форму.
Изученный нами разрез силурийских отложений на протяжении около 500 метров вскрывается в каньоне р. Падимейтывис левого притока р. Коротаиха. Залегание
Рис. 1. Обзорная схема района исследований и расположение изученного разреза силурийских отложений. А - карта тектонического районирования (Белонин и др., 2004), В - геологическая карта (Государственная геологическая карта..., 2007), С - фото выходов силурийских отложений в каньоне р. Падимейтывис.
пород достаточно выдержанное, при общем падении на север под углом 60-65°. B^bn^ мощность разреза составляет около 460 м. B возрастном диапазоне силурийские отложения здесь представлены венлокским, лудловским и пржидольским ярусами (Чернов, 1972; Безносова, 2008).
Методы исследований
Комплекс исследований включал петрографическое и химическое изучение литологического состава пород и углепетрографические и геохимические исследования рассеянного OB.
Микроскопическое изучение OB пород проводилось в аншлифах при простом отраженном и ультрафиолетовом свете на микроскопе Leica DM-2500 (МГУ им. МЗ. Ломоносова, г. Москва), а также в шлифах в проходящем свете на микроскопе MeF-2.
Содержания органического углерода (Сорг, %) в породе определялось на экспресс-анализаторе АН-7529 методом сжигания в токе кислорода образцов, предварительно обработанных 10-процентной соляной кислотой. Bыход битумоидов в породах определялся методом горячей экстракции хлороформом в аппаратах Сокслета. Газохроматографический анализ yB состава насыщенной фракции (н-алканов и изопреноидов) хлороформных экстрактов проводился на приборе «Кристалл 2000М». Этот комплекс исследований проводился в ЦКП «Геонаука» (г. Сыктывкар).
Пиролитические характеристики OB Sp S2, Tmax получены на приборе Source Rock Analyzer (SR Analyzer, Humble Instruments) (ИНГГ ОД РАН, г. Новосибирск). Для определения влияния свободных yB на величину пика S2 и получения более корректных значений параметра Tmax выполнен повторный пиролиз образцов пород после экстракции хлороформом на приборе Rock-Eval 6 Standard (Vinci Technologies) ^НИГНИ, г. Москва).
Результаты исследований и их обсуждение
Литологическая характеристика разреза
B силурийское время исследуемая территория представляла собой морской эпиконтинентальный бассейн с обстановками типичной мелководной карбонатной
платформы (Антошкина и др., 2011, 2015). Фациальные условия седиментации в осадочном бассейне неоднократно менялись, что приводило к накоплению различных по вещественному составу и структурно-текстурным особенностям карбонатных и глинисто-карбонатных осадков. В исследуемом разрезе силурийских отложений по особенностям литологического состава снизу вверх выделяются 4 пачки: глинисто-известковая, известковая, глинисто-доломитово-известковая и известковая (рис. 2).
Первая глинисто-известковая пачка (160 м) сложена известняками, доломитистыми известняками с прослоями глинистых известняков и мергелей (рис. 3, a-e). Известняки представлены волнисто-слойчатыми микро-биально-сгустковыми, иловыми и илово-детритовыми разностями с пятнисто-полосчатой и пятнистой текстурами. Преобладают известняки со структурой мадстоунов и вакстоунов, реже пак-вакстоунов (рис. 3, a, b). В верхней части пачки увеличивается доля глинисто-карбонатных слоев. Среди известняков преобладают иловые мадстоуны и пелоидно-остракодовые вакстоуны с мелкими лито-кластами (рис. 3, с). Вторая известковая пачка (161 м) сложена преимущественно биокластовыми и илово-био-кластовыми известняками, по структуре пак-вакстоунами, реже мадстоунами (рис. 3, f, e). В нижней и верхней части пачки присутствуют известняки со строматолитовыми биостромами. Третья пачка (84 м) отличается глини-сто-доломитово-известковистым составом. Ее слагают известняки, доломитовые известняки пелоидно-биокла-стовые и доломиты известковистые глинистые (рис. 3, h-j). По структуре преобладают мадстоуны и вакстоуны. Завершает разрез известковая пачка (52 м), сложенная известковыми мадстоунами с редкими биокластами (рис. 3, k) и строматолитовыми известняками. В кровле пачки залегают биокластовые известняки со структурой пакстоунов (рис. 3, l).
Фациальные условия накопления ОВ
Рассмотрение литологического состава в изученном разрезе показывает, что формирование силурийских отложений в условиях мелководного шельфа не способствовало накоплению выдержанных по мощности
Hfty4HU-ltA|-|M4tOftH/l ЖУгПАЛ
www.geors.ru ГЕйРЕСУРСЫ
Рис. 2. Литологический состав и распределение геохимических параметров по разрезу. 1 -известняк, 2 - известняк доломитистый и доломитовый, 3 - глинистый известняк, 4 - известняк строматолитовый, 5 - доломит известковистый и известковый, 6 - доломит из-вестковистый и известковый глинистый, 7 - мергель, 8 - данные пиролиза Rock-Eval: а - до экстракции, Ь - после экстракции.
и обогащенных ОВ нефтегазо-материнских отложений (рис. 2). Накопление глинисто-карбонатных отложений с повышенными содержаниями Сорг в изученном разрезе связано с отдельными углубленными участками дна в целом мелководного бассейна.
Обогащенные ОВ глинистые известняки и доломиты, слагающие преимущественно I и III пачки, формировались в сублиторальных условиях. Микрозернистая структура, характер слоистости, редкие следы биотурбации, бедность фа-унистическими остатками, указывают на относительную изоляцию бассейна седиментации (рис. 4, а). В углубленных участках сублиторали в периоды максимального стояния уровня моря формировались наиболее обогащенные ОВ мергели (рис. 4, Ь).
В обоих случаях обстановки осадконакопления способствовали относительному накоплению органического материала и его консервации. Это обусловлено тем, что ограниченная циркуляция вод препятствуют свободному кислородному обмену и разложению ОВ аэробными гетеротрофными организмами. Наличие терри-генной примеси в осадках также благоприятствует аккумуляции ОВ. Адсорбция растворенного ОВ на поверхности минеральных частиц способствует более быстрому осаждению через толщу воды и увеличивает его защищенность от разрушения бактериями (Баженова и др., 2000).
Бедность ОВ биокластовых и пелоидно-биокластовых известняков, характерных для II и IV пачек, обусловлена их накоплением в условиях литорали-сублиторали с активной гидродинамикой водной среды и жизнедеятельностью бентосных организмов, не способствовавших сохранению и концентрированию ОВ (рис. 4, Ь). Активная циркуляция в водной толще обеспечивала постоянное восполнение кислородом, который расходовался на разложение ОВ. Биотурбация осадков бен-тосными организмами обеспечивала дополнительную аэрацию отложений и деградацию ОВ (Demaison, Мооге, 1980).
Рис. 3. Основные литологические типы пород силурийских отложений, слагающие выделенные пачки. I пачка: a - известняк микрозернистый, мадстоун, обр. 6-1, b - известняк микрозернистый с биокластами, вакстоун, обр. 17-2, c - известняк пелоидно-остракодовый, вакстоун, обр. 23-3, d - известняк глинистый, мадстоун, обр. 13-1, e - мергель, обр. 26-1; II пачка: f - известняк биокластовый, пакстоун, обр. 30-2, g - известняк микрозернистый с биокластами, вакстоун, обр. 31-5, III пачка: h - доломит известковистый, мадстоун, обр. 36-5, i - известняк доломитовый, пелоидно-биокластовый, пакстоун, обр. 36-6, j - доломит глинистый, мадстоун, обр. 51-1; IV пачка: k - известняк микрозернистый, мадстоун, обр. 65-1, l -известняк биокластовый, пакстоун, обр. 68-5.
Содержание, УВ потенциал и катагенез ОВ
Концентрации Сорг в исследованных породах изменяются от 0,02 до 1,16 % и находятся в зависимости от их литологического состава (рис. 2). Биокластовые, пелоидно-биокластовые, иловые и илово-биокластовые известняки характеризуются низкими содержаниями Сорг, в основном не превышающих 0,30 %. В глинистых известняках и доломитах (нерастворимый остаток породы (НОП) - 9-21 %) концентрация Сорг повышается до 0,74 %. Максимальные содержания до 0,83-1,16 % установлены в
карбонатно-глинистых породах с повышенной глинистой составляющей (НОП - 43-55 %). В целом, глинисто-карбонатные отложения с повышенным содержанием ОВ в основном распространены в пачках I и III, суммарной мощностью около 110 м, что составляет примерно 20 % разреза (рис. 2).
Полученные при пиролизе Rock-Eval значения параметров S1 и S2 для исследованных образцов составляют 0,10-0,68 мг УВ/г породы и 0,21-2,76 мг УВ/г породы, соответственно (табл. 1, рис. 2). Водородный индекс (Ш) изменяется в пределах 122-363 мг УВ/г Сорг. Генерационный потенциал как и содержание Сорг зависит от лито-
логии пород. Наиболее высокие значения установлены в глинистых известняках и доломитах - 1,06-2,86 мг УВ/г породы. Для биокластовых известняков значение S1+S2 наиболее низкое - 0,31-0,37 мг УВ/г породы.
Пиролитические исследования образцов после горячей экстракции, частично освобожденных от УВ и смолисто-асфальтеновых компонентов, показывают сокращение пиков S1 и S 2. Параметр S1 значительно уменьшается и выравнивается, составляя 0,01-0,05 мг УВ/г породы (рис. 2, табл. 1). Значение параметра S2 снижается на 15-79 %. Уменьшение пика S2 приводит, соответственно, к снижению значений Ш (рис. 2). Для ряда глинистых известняков и доломитов Ш после экстракции снизился на 10-30 %, а существенное уменьшение показателя до 60 % характерно для биокластовых известняков (табл. 1, рис. 2).
Степень катагенетической преобразованности ОВ определялась на основании данных пиролиза, углепе-трографических исследований и индексов окраски коно-донтов (ИОК).
Уровень катагенетической преобразованности ОВ по результатам пиролиза оценивался двумя параметрами -величиной Ттах и значениям индекса продуктивности (РЦ. Величина Ттах изменяется в диапазоне 421-452 °С. Значения индекса Р! для большинства образцов изменяются в пределах 0,02-0,14 (табл. 1, рис. 5). Наблюдаемые для образцов 30-3 и 34-1 высокие значения PI 0,18-0,30 при низких значениях Т 421-429 отражают эффект присутствия в породах миграционных битумов (Лопатин, Емец, 1987) (рис. 5). В целом, полученные данные Т и PI указывают на уровень зрелости ОВ, соответствующий середине-концу главной зоны нефтеобразования (МК2-МК3).
Результаты определения зрелости ОВ по данным пиролиза согласуются с проведенной ранее оценкой катагенеза
®
Рис. 4. Модель накопления обогащенных ОВ силурийских отложений в изолированных (лагунных) (а) и открытомор-ских (сублиторальных) (Ь) условиях. 1 - фито-и зооплактон; 2 - органическое вещество; 3 - биотурбация; 4 -бентосная фауна.
НЮЧНО-ТЕХНИЧЕСЩЙ ЖУРНАЛ
www.geors.ru ГЕОРЕСУРСЫ
№ обр. Порода НОП, % С % эк Сорг , % S1, мг УВ/г породы S2, мгУВ/г породы о эк S1 , мг УВ/г породы о эк S2 , Мг УВ/г породы HI, мг УВ/г Сорг Шэк, мг УВ/г Сорг гр эк T max , °C Р1эк
1-3 известняк глинистый 12 0,70 0,66 0,21 0,85 0,03 0,62 122 73 441 0,05
1-6 известняк 9 0,34 0,30 0,10 0,51 0,05 0,30 148 71 438 0,14
13-1 известняк глинистый 21 0,62 0,57 0,24 1,06 0,02 0,68 170 110 452 0,02
15-1 мергель 43 1,10 1,06 0,18 1,35 0,03 1,15 123 111 448 0,02
21-1 мергель 48 1,16 1,13 0,10 2,76 0,01 1,70 238 168 440 0,01
26-1 мергель 44 0,83 0,77 0,23 1,03 0,02 0,49 124 67 438 0,03
30-3 известняк биокластовый 7 0,15 0,12 0,10 0,21 0,02 0,05 144 56 421 0,30
34-1 известняк биокластовый 5 0,19 0,16 0,10 0,27 0,02 0,11 140 52 429 0,18
36-1 доломит глинистый 15 0,44 0,19 0,95 217
36-4 доломит известковистый 11 0,31 0,28 0,10 0,67 0,01 0,52 215 162 446 0,02
51-2 мергель 55 0,98 0,91 0,25 1,81 0,03 1,89 184 172 440 0,02
65-2 известняк глинистый 10 0,55 0,48 0,68 1,98 0,02 0,41 363 76 435 0,05
Табл. 1. Данные пиролитических исследований (Rock-Eval). НОП - нерастворимый остаток породы; Сорг - содержание органического углерода; Соргэк - содержание органического углерода после экстракции; S1, S2, Н1 - 100*S2 /Сорг - результаты пиролиза образцов до экстракции; S1эк, S2эк, Шэк, Т^", Р1э" - S¡эк/S¡эк + S2Ш - результаты пиролиза образцов после экстракции
по данным ИОК (Котик и др., 2017). Изменение окраски конодонтовых элементов используется в качестве приблизительной оценки степени термального преобразования вмещающих пород и, соответственно, заключенного в них ОВ. Полученные значения ИОК для силурийских отложений составляют 1,5-2,0 (рис. 6), что свидетельствуют об интенсивности прогрева вмещающих толщ до 140 °C (Epstein, Epstein, Harris, 1977). Данный уровень термального воздействия отвечает условиям катагенеза на градации МК2 главной зоны нефтеобразования (Справочник..., 1998).
углепетрографические исследования не позволили провести оценку катагенетической преобразованности ОВ из-за отсутствия мацералов, подходящих для замеров показателя отражения. Однако наличие качественных признаков, таких как слабое свечение в ультрафиолетовом свете или его полное отсутствие, а также отсутствие оре-ольных битуминозных структур, может свидетельствовать
1.00 0.90 0.80 0.70 0.60 0.50 0.40 0.30 0.20 0.10 0.00 -|
Незрелое OB
Миграционные битумоиды
я »
Га «о
I 01
и\
\ ч)
31......
\ЧЬп
о
s *f
Äi
Зона газообразования
480 Tmax °С
о значительной преобразованности ОВ на уровне конца зоны нефтегенерации.
Проведенные ранее исследования Д.А. Бушнева, Н.С. Бурдельной (Бушнев, Бурдельная, 2012) для образцов силурийских отложений разреза р. Падимейтывис и его притока руч. Безымянного установили более высокую катагенетическую зрелость ОВ. По данным распределения полициклических УВ стеранового и гопанового рядов катагенез ОВ достигает градаций МК2-МК3 и возможно выше (Бушнев, Бурдельная, 2012).
<0 s е 5 F SS т 2 СО
о о С
S2p й Б
к h 50
<0 . ЙI
¿So И! 100
i S Ж Eis
S,ld
S,w
150 200 250 300 350 400 450
Tmax 430 440 450 I I I ИОК 1.5 2.0 I I Катагенез OB
• • • • •
• 1 Ä
• I I 1 1 1 1 мк.
I I I • • i1
I I I I I I ! 1
1
» I I I I • I I 3 so ш
I • I I 1 • • мк3
I I I I I I • 1 • •
••
Рис. 5. Катагенез ОВ по значениям пиролитических параметров T и индекса продуктивности (PI)
Рис. 6. Изменение катагенетической преобразованности ОВ по разрезу
Таким образом, совокупность имеющихся данных указывает на уровень катагенетической преобразован-ности ОВ, соответствующий середине-концу главной зоны нефтеобразования. Полученные геохимические характеристики (С г S2, HI) с учетом определенного уровня зрелости ОВ, свидетельствуют, что исследованные нефтегазоматеринские породы силурийских отложений обладали средним УВ потенциалом.
Состав и тип ОВ
Изучение образцов глинисто-карбонатных пород (образцы 21-1, 26-1, 51-2), наиболее обогащенных ОВ, угле-петрографическими методами не выявили содержание таких мацералов, как битуминит (pre-mature, mature) и «твердых битумов» (post-mature) (Taylor, Liu, Teichmüller, 1991). Все органические компоненты представлены битумами, которые являются конечными продуктами преобразования альгогенного ОВ. В породах битумы присутствуют в виде пленок между минеральными зернами и налетов на них, что придает ей коричневатый оттенок в простом отраженном свете (рис. 7, a-c). Наиболее отчетливо распределение битумов в породе наблюдается в ультрафиолетовом свете, где они образуют протяженные слойки и отдельные изолированные включения (рис. 7, d-f).
В карбонатных породах, являющихся своего рода коллекторами для УВ, битуминозность проявляется иным образом. Битумы заполняют в породе стилолитовые швы, трещины и пустоты, что свидетельствует об их частичном или значительном перемещении относительно материнской породы (рис. 7, g-i). Для карбонатных пород также характерны повышенные содержания битумоидов на фоне низких концентраций Сорг битумоидный коэффициент (ßXE) составляет 14-34 % (табл. 2). Высокие значения ßXE также указывают на аллохтонность битумоидов вмещающим породам.
Исследование УВ состава насыщенной фракции би-тумоидов, экстрагированных из пород, проводилось по данным газохроматографического анализа. Изученные
J • V " Л' © • • ЁЗ •г %
а<- © © b о
ЩШЩ , - ® » ч- "'"«.л' - , * ь4^ ' Щйшц ' ' 'г о
Рис. 7. Микрофотографии битумов в отраженном (а--/) и проходящем (§-1') свете. а-с - отраженный белый свет, масляная иммерсия, ув. х 50: а - обр. 21-1, Ь - обр. 26-1, с - обр. 51-2; d-f — ультрафиолетовый свет, масляная иммерсия, ув. х 50: d -обр. 21-1, е - обр. 21-1,/- обр. 51-2. Ь - битумы. Черная метка в центре кадра 5х5 мкм. g-i - проходящий свет: g - обр. 35-3, h - обр. 29-1, i - обр. 23-3.
ранее особенности УВ состава битумоидов силурийских отложений поднятия Чернова показали различия в характере молекулярно-массового распределения н-алканов и изопреноидов (Котик и др., 2017). Как показали исследования, характер распределения уВ находится в зависимости от литологического состава отложений (карбонатности/ глинистости).
В нефтегазоматеринских породах глинисто-карбонатного состава почти повсеместно присутствуют битумоиды более тяжелого УВ-состава с повышенным содержанием средне- и высокомолекулярных н-алканов (рис. 8, а, Ь). Установлено два типа распределения нормальных и изоалканов. Битумоиды первой группы (обр. 15-1, 21-1, 26-1, 51-2) характеризуются максимумом распределения
№ № Сорг, % Сорг^ % ХБА,% ßx6, % ßx63E, % H-Ci7 / Pr / Ph / Pr+Ph/ Pr / Ph CPI
п/п обр. H-C27 H-C17 H-C18 H-C17+H-C18
1 1-3 0,70 0,66 0,0527 8 8 0,81 0,51 0,83 0,66 0,71 1,02
2 1-6 1 Л 1 10-1 0,34 Л 'чЛ 0,30 Л ZK 0,0468 л л^сп 14 1 О 12 15 1 1 0,67 Л Q1 0,45 Л 0,69 Л ZK 0,57 Л 2Л 0,68 Л ЯЛ 0,97 Л QQ
3 4 13-2 0,50 0,28 0,45 0,22 0,0593 0,0414 15 13 17 0,91 1,17 0,26 0,22 0,45 0,31 0,34 0,27 0,80 0,78 0,99 0,95
5 15-1 1,10 1,06 0,0551 5 5 3,43 0,16 0,18 0,17 1,39 0,96
6 7 20-1 21 1 0,46 1 16 0,37 1 13 0,1079 0 0386 23 3 29 3 0,64 1 26 0,20 0 08 0,28 0 08 0,24 0 08 0,76 1 15 0,97 0 97
1 8 о .11 -1 23-3 I, I и 0,18 Л СЗ I, I j 0,15 n 11 U.UJOÜ 0,0383 Л С \ПЛЧ J 21 Q j 26 1 Л 1,06 О /IG 0,10 Л 1 'ч 0,12 Л 1 ö 0,11 Л 1 I, I j 0,85 1 0,99 П Q1
9 10 26-1 29-1 0,83 0,18 0,77 0,16 0,0748 0,0298 9 17 10 19 2,49 1,13 0,15 0,12 0,18 0,13 0,16 0,12 1,26 1,08 0,9/ 0,98
11 30-3 0,15 0,12 0,0375 25 31 2,84 0,06 0,09 0,08 1,04 0,95
12 34-1 0,19 0,16 0,0420 22 27 1,74 0,12 0,25 0,17 0,87 0,95
13 35-3 0,15 0,11 0,0504 34 46 0,36 0,15 0,16 0,15 1,02 0,99
14 36-4 0,31 0,28 0,0415 13 15 0,97 0,10 0,25 0,16 0,67 0,97
15 42-1 0,08 0,06 0,0272 34 47 1,42 0,18 0,37 0,25 0,87 0,98
16 51-2 0,98 0,91 0,0891 9 10 1,81 0,26 0,40 0,31 1,03 1,01
17 65-1 0,25 0,21 0,0440 18 20 2,63 0,14 0,35 0,20 0,98 0,96
Табл. 2. Геохимические параметры битумоидов силурийских отложений. ß6 - ХБА/Со *100; ß6 'Л*(С +С +С +С +С )/(С +С +С +С +С )+ (С +С +С +С )/(С +С +С +С +С Г
1 25 27 29 31 33' < 26 28 30 32 34' < 25 27 29 ЗУ < 24 26 28 30 32'
ХБА/С эк*100;
орг
CPI
НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ЖУРНАЛ
эк
iilliu
Hîiîjj
JJIXJ^IU-jJJumM-V»
26-1
s §
JLl"l~JLj_L-
iM^
—\-1-1-Г
10 20
H-1-1-1—
40 SO
S
s » U u
jlll
jlwJU
JJjlJJ^
1-6
V
-1-1-1-1-1-1-1-1-1—
10 20 30 40 50
-120 [c]
о о -il
.ALL
! , a
5"П!
13-2
a ?
JJU
s s
О Г-
J^IM
JLl
iTH
a
JIMI^^
36-4
-1-1—
20
-1-1
30
-1-1-1-1—
40 50
-1-Г
10
—I-Г
20
-1-Г
40
—I-Г
50
Время, мин
Рис. 8. Хроматограммы распределения н-алканов и изопреноидов в насыщенной фракции битумоидов
н-алканов в области н-С13-С20 и наиболее высоким отношением н-С17 /н-С27 - 1,26-2,84 (табл. 2, рис. 8, а). Более облегченный состав УВ-фракции подтверждается присутствием в породах скоплений легких УВ (рис. 7, 1}. Для второй группы образцов (1-3, 1-6, 10-1) максимум распределения н-алканов смещен в высокомолекулярную область > н-С20, значения отношения н-С17 /н-С27 для них самые низкие - 0,36-1,42 (табл. 2, рис. 8, Ь). В таких породах наблюдается большее количество глинисто-битуминозных прослоев и прожилок битума с повышенным содержанием смолисто-асфальтеновых компонентов, без видимой люминесценции. соотношение изопреноидных и н-алканов таких как Рг/н-С17, РИ/н-С18, Рг+РИ/С17+С18 (изопреноидный коэффициент, К) и Рг/РИ, для исследованных образцов также определяется типом молекулярно-массового распределения УВ (табл. 2). Для битумоидов с повышенными концентрациями высокомолекулярных н-алканов (рис. 8, Ь) значения Рг/н-С17, РИ/н-С18, К более высокие, и в основном преобладает фитан (Рг/РИ - 0,67-1,08) (табл. 2).
В карбонатных породах, содержащих долю перемещенных битумоидов, наблюдается преимущественно два типа распределения н-алканов. В первом типе максимум УВ находится в широком молекулярном диапазоне С17-С30 (рис. 8, с). Второй тип характеризуется бимодальным распределением н-алканов с максимумами на С15-С17 и С24-С27 (рис. 8, d). Для пород, содержащих битумоиды с бимодальным распределением, почти повсеместно присутствуют стилолитовые швы с битумом (рис. 7, g-i). В карбонатных породах все битумоиды по вариациям значений геохимических параметров Рг/н-С17, РИ/н-С18, К являются сходными с первой группой битумоидов глинисто-карбонатных пород (табл. 2). Это позволяет отнести их к паравтохтонным битумоидам.
Несмотря на различия в распределении УВ, общим для всех исследованных битумоидов является преобладание в среднемолекулярной части нечетных н-алканов состава С15, С17, С19, что является характерной биометкой сапропелевого ОВ (Петров, 1984).
Заключение
Проведенные исследования показали, что силурийские отложения содержат нефтегазоматеринские породы, которые обладали средним УВ потенциалом. Глинисто-карбонатные пачки с повышенным генерационным потенциалом слагают около 20 % осадочного разреза.
Исходным органическим материалом являлось морское планктоногенное ОВ. Накопление обогащенных органическим веществом отложений проходило в тиховодных и углубленных участках дна в целом мелководного бассейна.
Оценка степени катагенетической преобразованности по данным пиролиза, индексов окраски конодонтов и углепетрографии свидетельствует, что ОВ пород достигло условий середины-конца главной зоны нефтеобразования.
Соответствие УВ состава битумоидов карбонатных и глинисто-карбонатных отложений свидетельствует об эмиграции и перераспределении УВ из нефтематеринских пород в более проницаемые карбонатные.
Благодарность
Авторы выражают благодарность М.В. Дахновой (ВНИГНИ, г. Москва) и А.Н. Фомину (ИНГГ СО РАН, г. Новосибирск) за возможность выполнения пиролиза Rock-Eval. Благодарность за обсуждение материалов статьи и сделанные замечания авторы выражают Т.К. Баженовой (ВНИГРИ, г. Санкт-Петербург).
Литература
Антошкина А.И., Салдин В.А., Сандула А.Н., Никулова Н.Ю., Пономаренко Е.С., Шадрин А.Н., Шеболкин Д.Н., Канева Н.А. (2011). Палеозойское осадконакопление на внешней зоне шельфа пассивной окраины северо-востока Европейской платформы. Сыктывкар: Геопринт, 200 с.
Антошкина А.И., Салдин В.А., Никулова Н.Ю., Юрьева З.П., Пономаренко Е.С., Сандула А.Н, Канева Н.А., Шмелева Л.А., Шеболкин Д.Н., Шадрин А.Н, Инкина Н.А. (2015). Реконструкция осадконако-пления в палеозое Тимано-Североуральского региона: направления исследований, результаты, проблемы и задачи. Известия Коми научного центра УрОРАН, 1(21), с. 55-72.
Баженова О.К., Бурлин Ю.К., Соколов Б.А., Хаин В.Е. (2004). Геология и геохимия нефти и газа. М.: МГУ, 415 с.
Баженова Т.К., Шиманский В.К., Васильева В.Ф., Шапиро А.И., Яковлева (Гембицкая) Л.А., Климова Л.И. (2008). Органическая геохимия Тимано-Печорского бассейна. СПб.: ВНИГРИ, 164 с.
Безносова Т.М. (2008). Сообщества брахиопод и биостратиграфия верхнего ордовика, силура и нижнего девона северо-восточной окраины палеоконтинента Балтия. Екатеринбург: УрО РАН, 217 с.
Белонин М.Д., Прищепа О.М., Теплов Е.Л., Буданов Г.Ф., Данилевский С.А. (2004). Тимано-Печорская провинция: геологическое строение, не-фтегазоносность и перспективы освоения. СПб: Недра, 396 с.
Бушнев Д.А., Бурдельная Н.С. (2012). Органическое вещество силурийских отложений поднятия Чернова. Геохимия, 7, с. 683-691. https:// doi.org/10.1134/S0016702912050023
Государственная геологическая карта Российской Федерации. Масштаб 1 : 1 000 000 (третье поколение). Серия Уральская. Лист Q-41 -Воркута. М.А. Шишкин, Я. Э. Файбусович, А.П. Астапов, А.С. Воронин, Е.В. Молчанова. СПб.: ВСЕГЕИ, ЗапСибГеоНАЦ, 2007.
Данилевский С.А., Склярова З.П., Трифачев Ю.М. (2003). Геофлюидальные системы Тимано-Печорской провинции. Ухта, 298 с.
Данилов В.Н., Огданец Л.В., Макарова И.Р., Гудельман А.А., Суханов А.А., Журавлёв А.В. (2011). Основные результаты изучения органического вещества и УВ-флюидов Адакской площади. Нефтегазовая геология. Теория и практика, 6(2). http://www.ngtp.m/rub/1/22_2011.pdf
Клименко С.С., Анищенко Л.А. (2010). Особенности нафтидогенеза в Тимано-Печорском нефтегазоносном бассейне. Известия Коми НЦ УрО РАН, 2, с. 61-69.
Котик И.С., Даньщикова И.И., Котик О.С., Валяева О.В., Можегова С.В., Соколова Л.В. (2016). Литолого-геохимическая характеристика силурийских отложений тальбейского блока Гряды Чернышева. Вестник ИГ Коми НЦ УрО РАН, 11, с. 15-22. DOI: 10.19110/2221-1381-2016-11-15-22
Котик И.С., Котик О.С., Валяева О.В., Соколова Л.В. (2017). Нефтегазоматеринские породы силурийских и нижнедевонских отложений западной части поднятия Чернова. Нефтегазовая геология. Теория и практика, 12(4). http://www.ngtp.ru/mb/1/41_2017.pdf
Лопатин Н.В, Емец Т.П. (1987). Пиролиз в нефтегазовой геохимии. М.: Наука, 143 с.
Песецкая В.А., Павлова С.Н. (1997). Геохмическая характеристика органического вещества ордовикско-нижнедевонских пород Печорского бассейна. Геология европейского севера России: Труды Института геологии Коми НЦ УрО РАН, вып. 92, c. 63-68.
Петров Ал.А. (1984). Углеводороды нефти. М.: Наука, 264 с.
Справочник по геохимии нефти и газа. (1998). СПб.: Недра, 576 с.
Тимонин Н.И., Юдин В.В., Беляев А.А. (2004). Палеогеодинамика Пай-Хоя. Екатеринбург: УрО РАН, 226 с.
Чернов Г.А. (1972). Палеозой Большеземельской тундры и перспективы его нефтегазоносности. М.: Наука, 318 с.
Demaison G., Moore G. (1980). Anoxic environments and oil source bed genesis. Org. Geochem., 2, pp. 9-31. https://doi. org/10.1016/0146-6380(80)90017-0
Epstein A.G., Epstein J.B., Harris L.D. (1977). Conodont color alteration - an index organic metamorphism. U.S. Geological Survey Professional Paper, 995, 27 p. https://doi.org/10.3133/pp995
Taylor G.H., Liu S.Y., Teichmuller M. (1991). Bituminite - a TEM view. International Journal of Coal Geology, 18, pp. 71-85. https://doi. org/10.1016/0166-5162(91)90044-J
сведения об авторах
Иван Сергеевич Котик - канд. геол.-мин. наук, старший научный сотрудник, лаборатория геологии нефтегазоносных бассейнов
Институт геологии им. академика Н.П. Юшкина Коми НЦ УрО РАН
Россия, 167982, Сыктывкар, ул. Первомайская, 54 E-mail: ivkotik@gmail.com
Татьяна Викторовна Майдль - доцент, канд. геол.-мин. наук, старший научный сотрудник, лаборатория геологии нефтегазоносных бассейнов
Институт геологии им. академика Н.П. Юшкина Коми НЦ УрО РАН
Россия, 167982, Сыктывкар, ул. Первомайская, 54
Ольга Сергеевна Котик - канд. геол.-мин. наук, старший научный сотрудник, лаборатория геологии нефтегазоносных бассейнов
Институт геологии им. академика Н.П. Юшкина Коми НЦ УрО РАН
Россия, 167982, Сыктывкар, ул. Первомайская, 54
Наталия Владимировна Пронина - доцент, кандидат геол.-мин. наук, кафедра геологии и геохимии горючих ископаемых, Московский государственный университет им. М.В. Ломоносова
Россия, 119234, Москва, Ленинские горы, 1
Статья поступила в редакцию 29.03.2019;
Принята к публикации 03.06.2020; Опубликована 30.09.2020
IN ENGLISH
Petroleum source rocks of the Silurian deposits on the Chernov swell (Timan-Pechora basin)
I.S. Kotik1*, T.V. Maydl1, O.S. Kotik1, N.V. Pronina2
'Institute of Geology of Komi Science Centre of the Ural Branch of the Russian Academy of Sciences, Syktyvkar, Russian Federation 2Lomonosov Moscow State University, Moscow, Russian Federation Corresponding author: Ivan S. Kotik, e-mail: iskotik@geo.komisc.ru
Abstract. Silurian source rocks are among the least studied in the Timan-Pechora basin. This is mainly due to their occurrence at great depths (3.0-4.5 km) and the limited penetration of this stratigraphic interval by wells. Another source of information is the outcrops of the Silurian, which are known in the eastern and northeastern parts of the Timan-Pechora basin. The studied section of the Silurian deposits is exposed on the Padimeityvis River, located on the Chernov swell in the northeastern part of the basin. This article is devoted to the study of Silurian source rocks based on the results of lithological, coal petrographic studies and geochemistry of organic matter. The studied section is composed of carbonate and clay-carbonate deposits formed
in shallow-water shelf conditions. Most of the section, composed of microcrystalline and microcrystalline with bioclasts limestones, is characterized by low concentrations of organic matter (Corg is generally less than 0.3 %). Elevated Corg contents (up to 1.16 %) are characteristic of clay-carbonate rock varieties, which make up about 20 % of the section. Sediments with increased concentrations of organic matter were formed in isolated and deepened areas of the bottom of the shallow-water basin as a whole. Assessment of the catagenetic transformation based on Rock-Eval pyrolysis data, coal petrographic studies, and conodont color indices showed that organic matter reached the conditions of the middle-end of the main oil generation zone (gradation
НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ЖУРНАЛ
ÉdiliMÛili™ 1
rEOPECyPCbl / GEORESOURCES
2020. T. 22. № 3. C. 12-20
MC2-MC3). The obtained geochemical characteristics (Corg, S2, HI), taking into account a certain level of organic matter maturity, indicate that the Silurian source rocks had an average hydrocarbon potential.
Keywords: Chernov swell, Silurian deposits, source rocks, organic matter, catagenesis, hydrocarbons
Recommended citation: Kotik I.S., Maydl T.V, Kotik O.S., Pronina N.V. (2020). Petroleum source rocks of the Silurian deposits on the Chernov swell (Timan-Pechora basin).
Georesursy = Georesources, 22(3), pp. 12-20. DOI: https:// doi.org/10.18599/grs.2020.3.12-20
Acknowledgments
The authors are grateful to M.V. Dakhnova (VNIGNI, Moscow) and A.N. Fomin (INGG SB RAS, Novosibirsk) for the possibility of performing Rock-Eval pyrolysis. The authors thank T.K. Bazhenova (VNIGRI, St.Petersburg) for the discussion of the article materials and the comments made.
References
Antoshkina A.I., Saldin V.A., Sandula A.N., Nikulova N.Yu., Ponomarenko E.S., Shadrin A.N., Shebolkin D.N., Kaneva N.A. (2011). Paleozoic sedimentation on the outer shelf zone of the passive margin in the North-East of European platform. Syktyvkar: Geoprint, 200 p. (In Russ.)
Antoshkina A.I., Saldin V.A., Nikulova N.Yu., Yurieva Z.P., Ponomarenko E.S., Sandula A.N, Kaneva N.A., Shmeleva L.A., Shebolkin D.N., Shadrin A.N, Inkina N.A. (2015). Reconstruction of sedimentary environments in the Paleozoic Timan-Northern Ural region: research trends, results, problems and challenges. Izvestiya Komi nauchnogo tsentra UrO RAN = Proceedings of the Komi Science Centre of the Ural Division of the RAS, 1(21), pp. 55-72. (In Russ.)
Bazhenova O.K., Burlin Yu.K., Sokolov B.A., Khain V.E. (2004). Petroleum geology and geochemistry. Moscow: MSU, 415 p. (In Russ.)
Bazhenova T.K., Shimanskiy V.K., Vasil'eva V.F., Shapiro A.I., Yakovleva (Gembitskaya) L.A., Klimova L.I. (2008). Organic geochemistry of the Timan-Pechora basin. St.Petersburg: VNIGRI, 164 p. (In Russ.)
Belonin M.D., Prischepa O.M., Teplov E.L., Budanov G.F., Danilevskiy S.A. (2004). The Timan-Pechora province: geological structure, petroleum potential and prospects of development. St.Petersburg: Nedra, 396 p. (In Russ.)
Beznosova T.M. (2008). Brachiopod communities and biostratigraphy Upper Ordovican, Silurian and Lower Devonian deposits of the northeastern margin ofthe BaltiaPaleocontinent. Ekaterinburg: UB RAS, 217 p. (In Russ.)
Bushnev D.A., Burdel'naya N.S. (2012). Organic matter in Silurian rocks from the Chernov uplift. Geokhimiya = Geochemistry International, 7, pp. 683-691. (In Russ.) https://doi.org/10.1134/S0016702912050023
Chernov G.A. (1972). Paleozoic of the Bolshezemelskaya tundra and prospects of its oil and gas potential. Moscow: Nauka, 318 p. (In Russ.)
Danilevskiy S.A., Sklyarova Z.P., Trifachev Yu.M. (2003). Geofluid systems of the Timan-Pechora province. Ukhta, 298 p. (In Russ.)
Danilov V.N., Ogdanets L.V., Makarova I.R, Gudel'man A.A., Sukhanov A.A., Zhuravlov A.V. (2011). Adak area - main results of organic matter and hydrocarbon fluids study. Neftegazovaya geologiya. Teoriya i praktika = Petroleum Geology.Theoretical and Applied Studies, 6(2). (In Russ.) http:// www.ngtp.ru/rub/1/ 22_2011.pdf
Demaison G., Moore G. (1980). Anoxic environments and oil source bed genesis. Org. Geochem., 2, pp. 9-31. https://doi.org/10.1016/0146-6380(80)90017-0
Epstein A.G., Epstein J.B., Harris L.D. (1977). Conodont color alteration - an index organic metamorphism. U.S. Geological Survey Professional Paper, 995, 27 p. https://doi.org/10.3133/pp995
State geological map of Russian Federation. (2007). Scale 1:1 000 000 (third generation). Ural Series. Sheet Q-41 - Vorkuta. M.A. Shishkin, Ya.E.
Faybusovich, A.P. Astapov, A.S. Voronin, E.V. Molchanova. St.Petersburg: VSEGEI, ZapSibGeoNATs. (In Russ.)
Klimenko S.S., Anischenko L.A. (2010). Features of evolution of naph-thide genesis of Timan-Pechora basin. Izvestiya Komi nauchnogo tsentra UrO RaAN = Proceedings of the Komi Science Centre of the Ural Division of the RAS, 2, pp. 61-69. (In Russ.)
Kotik I.S., Danshchikova I.I., Kotik O.S., Valyaeva O.V., Mozhegova S.V., Sokolova L.V. (2016). Lithological and geochemical characterization of Silurian deposits in the Talbeysky block of Chernyshev ridge. Vestnik Instituta geologii Komi NTs UrO RaAN = Vestnik of the Institute of Geology ofthe Komi Science Centre UB RAS, 11, pp. 15-22. (In Russ.) DOI: 10.19110/2221-1381-2016-11-15-22
Kotik I.S., Kotik O.S., Valyaeva O.V., Sokolova L.V. (2017). Silurian and Lower Devonian petroleum source rocks of the Chernov ridge (Timan-Pechora basin). Neftegazovaya geologiya. Teoriya i praktika = Petroleum Geology. Theoretical and Applied Studies, 12(4). (In Russ.) http://www.ngtp. ru/rub/1/41_2017.pdf
Lopatin N.V., Emets T.P. (1987). Pyrolysis in petroleum geochemistry. Moscow: Nauka, 143 p. (In Russ.)
Pesetskaya V.A., Pavlova S.N. (1997). Organic matter geochemical characteristics of the Ordovician-Lower Devonian rocks of the Pechora basin. Geology of the European North of Russia: Proceedings of the Institute of Geology of the Komi SC, UB RAS, 92, pp. 63-68. (In Russ.)
Petrov Al. (1984). Petroleum hydrocarbons. Moscow: Nauka, 264 p. (In Russ.)
Handbook of petroleum geochemistry. St.Petersburg: Nedra, 576 p. (In Russ.)
Taylor G.H., Liu S.Y., Teichmuller M. (1991). Bituminite - a TEM view. International Journal of Coal Geology, 18, pp. 71-85. https://doi. org/10.1016/0166-5162(91)90044-J
Timonin N.I., Yudin V.V., Belyaev A.A. (2004). Paleogeodynamics of Pai-Khoi. Yekaterinburg: UB RAS, 226 p. (In Russ.)
About the Authors
Ivan S. Kotik - Cand. Sci. (Geology and Mineralogy), Senior Researcher, Laboratory of Petroleum Basins Geology Institute of Geology of Komi Science Centre of the Ural Branch of the Russian Academy of Sciences
54, Pervomayskaya st., Syktyvkar, 167982, Russian Federation
E-mail: ivkotik@gmail.com
Tatyana V. Maidl - Associate Professor, Cand. Sci. (Geology and Mineralogy), Senior Researcher, Laboratory of Petroleum Basins Geology
Institute of Geology of Komi Science Centre of the Ural Branch of the Russian Academy of Sciences
54, Pervomayskaya st., Syktyvkar, 167982, Russian Federation
Olga S. Kotik - Cand. Sci. (Geology and Mineralogy), Senior Researcher, Laboratory of Petroleum Basins Geology Institute of Geology of Komi Science Centre of the Ural Branch of the Russian Academy of Sciences
54, Pervomayskaya st., Syktyvkar, 167982, Russian Federation
Natalia V. Pronina - Associate Professor, Cand. Sci. (Geology and Mineralogy), Petroleum Geology Department Lomonosov Moscow State University 1, Leninskie gory, Moscow, 119234, Russian Federation
Manuscript received 29 March 2020;
Accepted 3 June 2020; Published 30 September 2020
