CC BY
16
Vestnck IG Komi SC UB RAS, September, 2019 г., № 9
УДК 550.4: 553.982.2 (470.1) DOI: 10.19110/2221-1381-2019-9-33-37
НЕФТЕГАЗОВЫЙ ПОТЕНЦИАЛ НИЖНЕКАМЕННОУГОЛЬНЫХ ОТЛОЖЕНИЙ СЕВЕРА ПРЕДУРАЛЬСКОГО ПРОГИБА
Н. Н. Рябинкина, С. В. Рябинкин
Институт геологии ФИЦ Коми НЦ УрО РАН, Сыктывкар; ryabinkina@geo.komisc.ru
Проанализированы мощности и нефтегазоматеринские свойства терригенно-карбонатных турнейско-визейских отложений нижнего карбона Косью-Роговской впадины Тимано-Печорской провинции. Проведенные геохимические исследования органического вещества комплекса пород позволили уточнить оценку их углеводородного потенциала и степень зрелости заключенного в них органического вещества, а также выделить зоны наиболее вероятных очагов генерации углеводородов в нижнекаменноугольных отложениях.
Ключевые слова: органическое вещество, генерационный потенциал, углеводородный потенциал.
OIL AND GAS POTENTIAL OF LOWER CARBONIFEROUS DEPOSITS OF THE NORTH OF THE PREURAL FDREDEEP
N. N. Ryabinkina, S.V.Ryabinkin
Institute of Geology of FRC Komi SC UB RAS, Syktyvkar
The capacities and oil and gas properties of terrigenous-carbonate Tournaisian-Visean sediments of the Lower Carboniferous of the Kosyu-Rogovskaya depression of the Timan-Pechora province are analyzed. The conducted geochemical studies of the organic matter of the rock complex made it possible to clarify the assessment of their hydrocarbon potential and the degree of maturity of the organic matter contained in them, as well as to identify the zones of the most likely foci of hydrocarbon generation in the Lower Carboniferous deposits.
Keywords: organic matter, generation potential, hydrocarbon potential.
Введение
Изучение отложений Косью-Роговской впадины, одной из самых северных впадин Предуральского краевого прогиба, весьма актуально в настоящее время в связи с пересмотром и доизучением имеющегося материала по арктической зоне европейской части России, поиском новых перспективных структур и выделением на данной территории новых лицензионных участков.
Для оценки углеводородного (УВ) потенциала комплекса необходим анализ свойств нефтегазомате-ринских пород (НГМП), получение качественных и количественных показателей состава органического вещества (ОВ), заключенного в них, выделение главного этапа нефтегазообразования в эволюции НГМП, что является основой для оценки ресурсов углеводородов нефтегазоносных бассейнов и научного обоснования нефтепоисковых работ.
Как было установлено ранее [1], нижнекаменноугольные отложения Косью-Роговской впадины Тимано-Печорской провинции (ТПП) содержат нефтематеринские породы с различными концентрациями ОВ. Нашей задачей было выделение зон развития глинистых отложений в нижнекаменноугольном комплексе, как наиболее перспективных для накопления ОВ и генерации УВ, выявление типа ОВ и степени его преобразованности, оценки их углеводородного потенциала.
Объект исследований,
обсуждение результатов
Нижнекаменноугольный комплекс отложений в пределах Косью-Роговской впадины представлен карбонатными и терригенно-карбонатными породами. Терригенные породы в разрезе встречаются крайне редко в виде отдельных песчаных пластов небольшой
мощности, переслаивающихся с алевролитами, аргиллитами и глинистыми известняками прибрежных фаций мелководно-морского бассейна. Отложения серпуховского яруса преимущественно карбонатные и сульфатно-карбонатные, что связано с аридизацией климата в серпуховское время.
Кларковое содержание ^^ для потенциально НГМП составляет в песчаниках и карбонатах 0.2 %, алевролитах — 0.4 %, глинистых породах — 0.9 % [2]. Для пород же, содержащих сапропелевое ОВ, установлены более низкие значения ^р,, разграничивающие их на ненефтегазоматеринские и нефтегазоматерин-ские породы: 0.1 % для карбонатных пород и 0.2 % для терригенных пород.
Нами изучены только турнейско-визейские породы нижнего карбона, которые можно отнести к НГМП, они входят в три нефтегазоносных комплекса (НГК) Тимано-Печорской провинции (ТПП). Породы серпуховского яруса можно рассматривать в качестве локального флюидоупора.
Для решения поставленных задач были проанализированы карты мощности турнейских (С^) и ви-зейских отложений на исследуемой территории, их геохимические показатели, построена карта-схема распределения средней гамма-активности в турней-ско-визейских породах (рис. 1) и рассмотрены модели прогрева по отдельным скважинам [2].
Карбонатные породы нижнекаменноугольного комплекса Косью-Роговской впадины в основном содержат сапропелевое ОВ с невысоким содержанием Сорг (от 0.03 до 0.1 %), тогда как глинистые разности характеризуются большими значениями Сорг (см. таблицу). Для выявления зон максимального развития (мощности и площади) глинистых отложений нами использовался радиоактивный гамма-каротаж (ГК) по имеющимся скважинам ТПП. По данным ГК расчитывались средние значения гамма-излучения и вы-33
Рис.1. Карта распределения средней гамма-активности в породах C^-v Fig. 1. Average gamma activity distribution in C^-v rocks
делились интервалы с наибольшими значениями, которые сответствуют наиболее глинистым интервалам разреза. Описание пород нижнекаменноугольного комплекса ведется по данным описания керна и интерпретации каротажных диаграмм скважин Косью -Роговской впадины.
Породы турнейского яруса представлены серыми мелко-тонкозернистыми глинистыми известняками, неравномерно перекристаллизованными, иногда
с алевролитовой примесью. В основании разреза отмечаются пласты аргиллитов, перекрывающие верхнедевонские серые водорослевые известняки, неравномерно доломитизированные, местами слабоглинистые. Условия, в которых происходило накопление осадков, можно интерпретировать как мелководно-шельфовые [3].
В породах косьвинского горизонта верхнего турне глинистость разреза резко увеличивается. В западной
Геохимическая характеристика органического вещества пород Geochemical characteristics of rock organic matter
Площадь / Area Скважина / Borehole Возраст / Age Литология / Lithology ^-орг, % ХБА, % T 'max TGP HI PI
Бергантымылькская Bergantymylskaya 3 D3 известняк гл. / argil. limestone 0.29 0.16 449.5 1.33 362 0.21
Бергантымылькская Bergantymylskaya 3 D3 известняк / limestone 0.29 0.04 433.8 1.11 297 0.23
Бергантымылькская Bergantymylskaya 3 D3 аргил. известняк / argil. limestone 0.23 0.02 439.2 0.9 296 0.24
Р. Кожым / Kozhym Riv. обнажение / outcrop C1t аргиллит / argillite 1.55 0.0102 357 0.51 16 0.51
Р. Кожым / Kozhym Riv. обнажение / outcrop C1t аргиллит / argillite 1.15 0.011 378.2 0.54 25 0.46
Р. Кожым / Kozhym Riv. обнажение / outcrop C1t аргиллит / argillite 1.5 0.01 551.6 0.41 14 0.49
Р. Кожым / Kozhym Riv. обнажение / outcrop C1t аргиллит / argillite 427.5 0.47 238 0.23
Р. Кожым / Kozhym Riv. обнажение / outcrop C1v аргиллит / argillite 330.3 0.31 162 0.39
Кочмес / Kochmes 3 C1v-t глинистый известняк argil. limestone 0.6 0.32 451.2 1.81 238 0.20
Кочмес / Kochmes 3 C1v аргиллит / argillite 0.42 0.08 453.7 0.84 162 0.19
Кочмес / Kochmes 3 C1v-t известняк / limestone 0.04 0.02 454.4 0.67 0.18
Кочмес / Kochmes 3 D3fm известняк глинистый argil. limestone 0.14 0.08 449.4 0.86 507 0.17
Кочмес / Kochmes 3 D3fm известняк глинистый argil. limestone 0.11 0.04 448.7 0.73 536 0.19
Кочмес Ср. / Kochmes Middle 2 аргиллит / argillite 1.59 0.02
Пыжъельская / Pyzhel 3 C1al известняк / limestone 0.74 0.32 434.3 2.48 269 0.20
Пыжьель Вост. / Pyzhel East. 1 C1v аргиллит / argillite 1.34 0.16 438.1 1.41 85 0.19
Пыжьель Вост. / Pyzhel East. 1 C1v известняк глинистый argil. limestone 0.93 0.16 434.9 3.85 380 0.08
Пыжьель Вост. / Pyzhel East. 1 C1v известняк / limestone 0.19 0.16 428.8 0.69 268 0.26
-с
1
Й
4 я К
m «
8 о m
о -
0 Рч
1
2 л
0 &
«
5
1
о £
о
X
5 *
О «
«
U
s а.
а
I
м >
О ад
£
£
!=
й
й != s-
й о Н
о Й о
и
■Ц
л
t о U
м»
S
части впадины глинистые породы, выделенные по пикам ГК, имеют широкое развитие. В разрезе они прослеживаются до известняков верхнего визе, а средние значения гамма-активности пород в этом интервале достигают до 5 мкр/час (рис. 2). Мощность турней-ских отложений по площади значительно колеблется (от 50 до 350 м).
Терригенный нижневизейский (С^) комплекс имеет небольшую мощность (до 30—40 м в скв. 3-Кочмес). Он представлен переслаиванием песчаников, алевролитов, аргиллитов и глинистых известняков. К концу ранневизейского времени зона мелководно-шель-фового осадконакопления занимала большую часть Косью-Роговской впадины и седиментация имела смешанный терригенно-карбонатный характер.
Поздневизейское время ознаменовалось накоплением кремнистых и сидеритоносных глинистых илов вдоль восточного и северо-восточного бортов впадины. Позже, в мелководно-шельфовых условиях, шло накопление полидетритовых известков. Известняки тульского горизонта (Cjtl) темно-серые, с буроватым оттенком, органогенно-детритовые и ор-ганогенно-обломочные, криноидные, мелко-тонкозернистые, неравномерно перекристаллизованные, с глинистыми прослоями и углефицированным шламом. Мощность тульского горизонта до 250 м [3].
Незначительное обмеление территории на рубеже тульского и алексинского времени отразилось в накоплении пестроокрашенных глинисто-алевритовых осадков и глинистых известковых илов небольшой мощности (первые метры) со следами перерывов. В Косью-Роговской впадине среди полидетритовых и биоморфных известковых образований присутствуют обломочные известковые осадки и известняковые брекчии. Мощность карбонатных окских отложений достигает 350 м.
В конце визейского века началась частичная перестройка структурного плана провинции, а в начале серпуховского века произошло обособление северных районов ТПП и образование морской лагуны. Аридизация климата в раннесерпуховское время способствовала накоплению сульфатно-доломитовых толщ (до 100—150 м). В конце серпуховского времени морская лагуна на севере перестала существовать, и на всей территории Косью-Роговской впадины установились мелководные морские условия. В заключительную фазу позднесерпуховской седиментации увеличилась доля доломитовых илов [4]. Немалую роль в формировании осадков серпуховского века периодически играли известняковые брекчии; их мощность составляет 10—20 м, а общая мощность серпуховских образований достигает 200—300 м.
Геохимическая характеристика
органического вещества
В турнейско-визейских известняках содержания органического углерода (Сорг) изменяются в диапазоне 0.04—0.1 %, тогда как в глинисто-карбонатных разрезах его значение увеличивается до 0.3 % (см. таблицу). По данным пиролиза, водородный индекс (HI) органического вещества пород имеет низкие значения (от 40 до 138—380 мгУВ/г Сорг.), величина Tmax увеличивается вниз по разрезу от 434 до 453 °С, что со-
Veùtnck IG Komi SC UB RAS, September, 2019 г., № 9
ответствует крайним значениям зон катагенеза: концу МК1 — началу МК3. Принято считать, что при значениях Ттах от 435 до 445 °С степень созревания ОВ будет ранней зрелости, а при 445—450 °С наступает пик нефтегенерации. Значения отражательной способности витринита (Ио %) в породах комплекса — от 0.5 до 0.8 %. Это дает возможность предполагать, что породы находятся в основном в зоне мезокатагенеза МК2, т. е. в зоне «нефтяного окна».
Полученные данные пиролитического анализа для значений Ттах и водородного индекса Н1 указывают на то, что ОВ преимущественно сапропелевое и может быть отнесено ко II типу. По моделям прогрева пород [5] в скв. 3-Кочмес, скв. 1-Падимей и др. видно, что турнейско-визейский НГК вошел в зону «нефтяного окна» только в пермское время и остается в этой зоне до сих пор. Породы к настоящему времени, очевидно, полностью реализовали свой генерационный потенциал, о чем говорят низкие значения индекса продуктивности Р1 (0.2), а высокие значения Рхба (от 11 и более 40) могут указывать на миграционный характер УВ.
Заключение
Таким образом, по распределению средней гамма-активности в нижнекаменноугольном комплексе отложений Косью-Роговской впадины нами выделены две зоны накопления глинистых отложений как наиболее перспективные для накопления ОВ и генерации УВ: в центральной части впадины и вдоль ее западного борта. Однако породы этих зон уже реализовали свой нефтегенерационный потенциал, следовательно они могли образовать залежи УВ как в близлежащих ловушках в одновозрастных породах, так и в более молодых вышележащих карбонатных ловушках визейско-нижнепермского НГК (С^-Р^г). Серпуховские сульфатно-доломитовые породы могли служить зональной покрышкой для небольших залежей.
Аналитические исследования были выполнены в ЦКП «Геонаука», пиролитический анализ выполнен во ВНИГНИ.
Исследования выполнены в рамках программы НИР «Геология, условия формирования и нефтегазоносность
осадочных комплексов северо-востока европейской части России, органическая геохимия нефтей и доманики-тов», ГР № AAAA-A17-117121270033-6.
Литература
1. Данилевский С. А., Склярова З. П., Трифачев Ю. М. Геофлюидальные системы Тимано-Печорской провинции. Ухта, 2003. 298 с.
2. Тиссо Б., Вельте Д. Образование и распространение нефтей. М.: Мир, 1981. 501 с.
3. Тимано-Печорский седиментационный бассейн. Атлас геологических карт / Н. И. Никонов, В. И. Богацкий, А. В. Мартынов и др. Ухта: ТП НИЦ, 2000. 64 с.
4. Нефтегазоносность и геолого-геофизическая изученность Тимано-Печорской провинции: история, современность, перспективы. Ухта, 1999. 1061 с.
5. Органическая геохимия и нефтегазоносность пермских отложений севера Предуральского прогиба / Под. ред. Л. А. Анищенко. СПб.: Наука, 2004. 216 с.
References
1. Danilevsky S. A., Sklyarova Z. P., Trifachev Yu. M. Geoflyuidalnye sistemy Timano-Pechorskoi provintsii (Geofluidic systems of the Timan-Pechora province). Ukhta, 2003, 298 p.
2. Tissot B., Velte D. Obrazovanie i rasprostranenie neft-ei (Formation and distribution of oils). Moscow: Mir, 1981, 501 p.
3. Timano-Pechorskii sedimentatsionnyi bassein. Atlas geo-logicheskih kart (Timan-Pechora sedimentary basin. Atlas of geological maps). N. I. Nikonov, V. I. Bogatsky, A. V. Martynov and others. Ukhta: TP SIC, 2000, 64 p.
4. Neftegazonosnost i geologo-geofizicheskaya izuchennost Timano-Pechorskoi provintsii: istoriya, sovremennost, perspektivy (Oil and gas potential and geological and geophysical knowledge of the Timan-Pechora province: history, modern condition, prospects). Ukhta, 1999, 1061 p.
5. Organicheskaya geohimiya i neftegazonosnost' permskih otlozhenii severa Preduralskogo progiba (Organic geochemistry and petroleum potential of the Permian deposits of the north of the Pre-Ural Foredeep). Ed. L. A. Anishchenko. St. Petersburg: Science, 2004, 216 p.
