CC BY
111
Vestoik IG Komi SC UB RAS, Oktober, 2014, № 10
УДК 553.98 (470.1)
ОНТОГЕНЕЗ УГЛЕВОДОРОДОВ ЮГА НЕФТЕГАЗОНОСНОЙ
ТИМАНО-ПЕЧОРСКОЙ
Л. А. Анищснко'1 , С. С. Клименко2, И. С. Котик1
1Институт геологии Коми НЦ УрО РАН, Сыктывкар;
2ОАО АНК «Башнефть», Уфа; iskotik@geo.komisc.ru
В статье рассмотрены особенности онтогенеза залежей нефти и газа в южных нефтегазоносных областях Тимано-Печорской провинции. Распределение нефтегазоматеринских толщ различного генерационного потенциала, палеотемпературных условий и геодинамического режима определили формирование смешанных углеводородных систем различного фазового состояния и катагене-тической зрелости углеводородных флюидов в залежах.
Ключевые слова: катагенез, органическое вещество, нефтегазоматеринские породы, углеводородные системы.
HYDROCARBON ONTOGENESiS iN TOE SOUTH OF TiMAH-PECHDRA Oil AND GAS BEARiNG PROViNCE
L. A. Anischenko1 |, S. S. Klimenko2, I. S. Kotik1
institute of Geology Komi SC UB RAS, Syktyvkar;
2Company «Bashneft», Ufa
The features of the ontogenesis of oil and gas deposits in the southern regions of the Timan-Pechora province were described in the article. The features of distribution of oil and gas source rocks of different generation potential, paleotemperature conditions and geody-namic regime affected the formation of mixed hydrocarbon systems of different phase states and catagenesis maturity of hydrocarbon fluids in deposits.
Key words: catagenesis, organic matter, oil and gas source rocks, hydrocarbon systems.
Современный характер нефтега-зоносности и распределения залежей сформировался за счет длительных процессов онтогенеза углеводородов (УВ) в различных нефтегазоматеринских породах (НГМП), миграции флюидов и переформирования залежей на заключительных этапах геологического развития Тимано-Печорского бассейна. Изучение характера онтогенеза УВ необходимо как для выявления особенностей формирования нефтегазовых залежей, так и для оценки перспектив их дальнейших поисков.
Вопросы геохимических исследований осадочных толщ и углеводородных флюидов, формирования месторождений нефти и газа неоднократно рассматривались в работах Л. А. Анищенко, Л. З. Аминова, Т. К. Баженовой, И. С. Гольдберга,
В. А. Горбань, С. А. Данилевского,
A. Я. Кремса, С. Г. Неручева,
B. Ф. Удот и др. Анализ ранее опубликованных [1—4] и новых данных с учетом особенностей палеотерми-ческого развития региона позволил подтвердить разноэтапное формирование УВ и определить смешанный характер углеводородных систем (УВС) южных территорий Тимано-Печорской провинции.
Нефтегазоматеринские породы и катагенез органического вещества
Фациальные условия осадкона-копления предопределили формирование НГМП с различными геохимическими характеристиками (табл. 1).
Ордовикские и силурийские отложения характеризуются раз-
витием в них бедных НГМП с содержанием Сорг менее 0.5% и низким генерационным потенциалом. Среднедевонские отложения содержат сапропелево-гумусовое органическое вещество (ОВ) с большой долей окисленного компонента и обладают низким и средним генерационным потенциалом. Богатые и очень богатые НГМП выделяются только среди франских отложений. На франское время приходится формирование доманиковых и доманико-идных толщ, которые связаны с де-прессионными фациями осадкона-копления.
Реализация углеводородного потенциала НГМП под действием катагенеза происходила неодинаково как по интенсивности, так и по времени. На основе модельных реконструкций палеопогружений и па- 3
Т а б л и ц а 1
Характеристика нефтегазоматеринских пород
Нефтегазо-материнские породы Сорг, % Водородный индекс (HI), кгУВ тСорг Реализованный потенциал, кгУВ тОВ Тип ОВ Класс НГМП
d2 0.2 - 2.1 0.4 90 -190 80 0.2 - 7 5 III, II бедные, средние
D3tm-sr 0.3 - 5 0.85 100 - 350 150 0.7 -12 8 II > III средние, редко богатые
D3dm 0.7 - 25 6 150 - 700 200 2 - 20 15 II > I богатые, аномально богатые
D3f3-C1t 0.1 - 3 0.7 120 - 300 120 1 -15 10 II > I средние, богатые
Примечание. В числителе — интервал значений, в знаменателе — среднее значение.
Рис. 1. Карта катагенеза органического вещества пород по подошве верхнего девона: I — границы тектонических элементов; II — нумерация тектонических элементов: 1 — Ухта-Ижемский вал, 2 — Омра-Сойвинская ступень, 3 —Джебольская моноклиналь, 4 — Тэбукская ступень, 5 — Мичаю-Пашнинский вал, 6 — Лемьюская ступень, 7 — Нерицкая ступень; III — скважина (в скобках значение Ro)
леопрогрева осадочных толщ, про-веденых на основании данных о величине отражательной способности витринита (ОСВ, Я0), построены уточненные карты катагенеза ОВ и начала нефтегенерации для основных НГМП. На представленной карте катагенеза ОВ по подошве верхнедевонских отложений (рис. 1) в центральной части Ухта-Ижемского вала выделяется зона незрелого ОВ (ПК3), резко ограниченная на севере и юге зоной начального мезоката-генеза (МК1). Последовательное нарастание катагенеза до стадий МК3— МК4 происходит от Тимана в сторону Предуральского прогиба. На Седьвожской площади последовательность осложняется распространением в поле стадий МК2—МК3 более прогретого участка (К0=1.1— 1.4 %), что может свидетельствовать об изменении теплового потока и неодинаковом палеотермическом градиенте в пределах Ижма-Печорской синеклизы. Катагенез нижележащих отложений сохраняет отмеченные особенности, увеличиваясь до стадий МК4—МК5 в ордовикских и силурийских породах.
Время проявления начала главной фазы нефтегенерации (ГФН) по моделям погружения и палеопро-грева определяется для палеозойских нефтематеринских толщ в основном периодом от позднего девона до поздней перми [2]. Наиболее раннее (Б2) проявление ГФН отмечается локально в ордовикских толщах на Западно-Тэбукской площади. Ранний карбон явился рубежом повсеместного проявления нефте-генерации в нижнепалеозойских (О—Б) толщах. Девонские отложения и заключенные в них основные НГМП вошли в палеотермиче-скую зону нефтегенерации в позд-некаменноугольно-пермское время (рис. 2).
Таким образом, на большей части исследуемой территории основные девонские НГМП находятся в зоне нефтегенерации. Зона генерации жирных газоконденсатных газов и не-фтеконденсатов формируется только на юго-востоке Ижма-Печорской синеклизы и в Верхнепечорской впадине.
Углеводородные системы
Особенности распределения в осадочном разрезе нефтематерин-ских толщ, количества и типа ОВ,
УеНоЖ Ю Komi SC UB RAS, ОМоЬег, 2014, № 10
Рис. 2. Карта времени вхождения девонских толщ в главную фазу генерации нефти
палеотемпературных условий и геодинамического режима определили специфичную фазовую зональность УВ. Выделяются зоны нефтенако-пления, нефтегазонакопления, газо-конденсато- и газонакопления. Им свойственны определенные геохимические и физико-химические параметры, отражающие степень зрелости УВС и соотношение в них газовой и жидкой фаз (табл. 2, рис. 3).
Ухта-Ижемский вал является зоной распространения преимущественно тяжелых нефтей арома-тико-нафтенового основания. На месторождениях Ухтинской складки в верхних пластах наряду с тяжелыми содержатся средние нефти ароматико-нафтено-метано-вого состава. Омра-Сойвинская ступень — зона смешанного накопления средних, легких и очень
легких нефтей. Севернее, в районе Тэбукской ступени, развиты средние нефти ароматико-нафтено-ме-танового основания. Оценка степени преобразованности нефтяных систем, проведенная по соотношению компонентов и индивидуальным соединениям бензиновых и полициклических УВ, свидетельствует об ассоциации нефтей различной степени зрелости (табл. 3). Тяжелые гипергенно измененные нефти встречены на месторождениях Ухта-Ижемского вала. Западная часть Омра-Сойвинской ступени и Тэбукская ступень являются областью распространения нефтей главной фазы нефтегенерации. Джебольская моноклиналь и восток Омра-Сойвинской ступени — зона развития преобразованных нефтей конечной фазы нефтегенерации и конденсатообразования.
В качестве реперов зрелости газовых систем использовались величины изотопного состава углерода метана (813ССН4) и распределение гомологов метана. Эти показатели отражают генетическую принадлежность и катагенетическую зональность образования газов [1, 5, 6]. Выделяются три типа свободных газов (табл. 4, рис. 4), генерация которых проходила в различных термических зонах. Первый тип газов формировался в условиях низких температур в переходной зоне про-токатагенеза — начала мезокатаге-неза (ПК3—МК1). Это практические «сухие» газы с малым содержанием гомологов метана, представленных в основном этаном и легким изотопом углерода метана. Второй тип характеризуется увеличением коэффициента жирности газа (в растворенных газах до 20—60), доминантностью
Т а б л и ц а 2
Характеристика углеводородных систем
Плотность, г/см3 Выход фракций, % Компоненты Тип газа
Тип УВС Парафины Смолы, асфальтены Газ, %
до 200° до 300° Сера свободный растворенный
тяжелые >0.900 До 10 30-40 <1 20-40 1-2 <2 - СН4
3 к утяжеленные 0.870-0.901 <15 35-45 0.5-2 <25 0.7-1.5 <10 - СН4
£ о X средние 0.850-0.870 <25 40-50 2-5 15-20 0.5-0.7 <20 - СН4-С6Н14
легкие 0.850-0.830 <25 45-53 4-8 <10 0.5-0.3 20-25 - СН4-С6Н14
очень легкие <0.830 20-30 <55 0.5-3 7 0.3 25-40 - СН4—С6Н14
Газоконденсатные <0.761 95-97 <5 следы следы - 90-95 сн4, С3Н8 -
Газовые <0.600 - - - - - 100 СН4Ь С2Н6 -
Рис. 3. Распределение углеводородных систем: 1—4 — месторождения: 1 — газовые, 2 — нефтяные, 3 — смешанные, 4 — газоконденсатные; 5—7 — нефтяные УВС: 5 — тяжелые и утяжеленные, 6 — средние, 7 — легкие и очень легкие; 8 — газовые УВС; 9 — газоконденсатные УВС
пропана и величиной 813ССН4 —44... —48 %о, соответствующей главной фазе нефтегенерации. Третий тип газа отличается снижением жирности до 6, увеличением этана и резким утяжелением изотопного состава углерода метана до —40...—44 %. Углеводородная и изотопная характеристики соответствуют УВС зоны конденсатообразования.
Приведенные данные свидетельствуют о смешанном характере УВ на месторождениях, где ассоциируют нефти и газы различной катаге-нетической зрелости. Например, на Войвожском месторождении в нижнем III пласте (D2ef) залегают тяжелые нефти и «сухие» изотопно легкие газы, а в верхних пластах (D3f1) средние метанового основания нефти ассоциируют с этано-метано-выми газами изотопно более тяжелыми. На Ухта-Ижемском валу наблюдается нахождение тяжелых и средних нефтей совместно с метановыми изотопно-легкими газами. На Омра-Сойвинской ступени средние и легкие малосернистые нефти ассоциируют с метано-этано-пропа-новым газом и более тяжелым изотопным составом 813ССщ (—44. —45 %). Джебольская моноклиналь и восточная часть Омра-Сойвинской ступени являются областью развития изотопно-тяжелых газов совместно с легкими и очень легкими предельно газонасыщенными нефтями и газоконденсатами. В Ижма-Печорской синеклизе распространены преимущественно нефтяные систе-
Т а б л и ц а 3
Отношение компонентов и индивидуальных соединений в бензиновых фракциях нефтяных систем
Степень преобразованности ЦП/МЦП n-алканы/ i-алканы Месторождения (пласт)
Гипергенноизмененные 0.3-0.4 0.3-0.5 Ярегское (III), Зап.-Изкосьгоринское (III), Войвожское (III)
Главная фаза нефтегенерации 0.5-0.8 0.7-0.9 Ярегское (А), Войвожское, (&), Нибельское, Джьерское, Зап.-Тэбукское, Нижнечутинское
Конечная зона нефтегенерации и конденсатообразования Распределение гомологов ме 0.9-1.4 тана и величинь 1.0-1.4 часто >1.2 изотопного сост Нижне- и Верхнеомринское, Джебольское, Прилукское Т а б л и ц а 4 ава углерода метана (813ССН4) газовых систем
Тип газа Кж С2Н6/ С3Н8 С2Н6/ УС,Нб+...до Сб 813ССН4, %% Месторождения (пласт)
Метановый -низкоэтановый Изотопно -легкий <2 >4 >0.8 -50ч-56 Ярегское, Крохальское, Зап.-Изкосьгоринское (III), Войвожское (III), Нямедьское
Метановый-этано-пропановый Изотопно -утяжеленный 7-9 0.7 0.5-0.65 -44ч-48 Войвожское, (Ir), Нибельское (!в), Нижнеомринское (fe), Зап.-Тэбукское, Джьерское
Метано -этановый Изотопно-тяжелый 6 - 6 >2.5 0.7 -40ч-44 Нижнеомринское (III), Верхнеомринское (Ia, I6)
Vestnk IG Komi SC UB RAS, Oktober, 2014, № 10
Рис. 4. Изменение величины 513С метана (А) и жирности газа (Б) с увеличением катагенеза ОВ в девонских терригенных породах
мы с единственном залежью газоконденсата в III пласте (D2ef) на Пашнинском месторождении с метаном изотопно-тяжелого состава (013Ссн4 -42 %*).
Соответствие У В флюидов не-фтематеринским породам по степени катагенетической зрелости четко наблюдается в районе Тэбукской ступени. На Ухта-Ижемском валу в «малозрелых» породах содержатся высокозрелые УВ стадий МК1— МК2. Район Омра-Сойвинской ступени - зона развития пород, испытавших палеопрогрев на уровне стадий МК1—МК2. Здесь аккумулированы параавтохтонные (возможно, с автохтонными) УВ катагенетической зоны МК1—МК2 и ал-лохтонные УВ зоны МК3—МК4. Миграция и аккумуляция У В проходила в несколько этапов. В ран-непермский этап миграция УВ главной фазы нефти осуществлялась с
юга Ижма-Печорской синеклизы и востока Омра-Сойвинской ступени. Раннекаменноугольный период способствовал миграции и аккумуляции катагенно-преобразованных не-фтей и газоконденсатов терригенно-го девона из Предуральского краевого прогиба.
Заключение
Изучение группового и компонентного состава УВ позволяет говорить о неоднородности флюидов и разноэтапном поступлении нефти и газа. Формирование залежей нефти и газа происходило многоэтапно за счет латеральной и вертикальной миграции УВ как из собственных очагов (район Омра-Сойвинской ступени), так и дальней миграции с юга Ижма-Печорской синеклизы и Верхнепечорской впадины. Это обусловило образование смешанных
УВС различного фазового состояния и катагенетической зрелости УВ флюидов в залежах.
Работа выполнена при финансовой поддержке программ фундаментальных исследований УрО РАН (проекты № 12-П-5-1027 и № 12-У-5-1018).
Литература
1. Анищенко Л. А., Трифачев Ю. М., Суханов Н. В. Изотопный состав углерода метана и некоторые аспекты формирования залежей // Геология и прогноз нефтегазоносности Тимано-Печорской провинции. Л.: ВНИГРИ, 1984. С. 92-101.
2. Анищенко Л. А., Клименко С. С., Корзун А. Л. и др. Оценка перспектив нефтегазоносности южных районов Республики Коми на основе эволюци-онно-генетической модели // Южные районы Республики Коми: геология, минеральные ресурсы, проблемы освоения: Материалы Третьей Всерос. науч. конф. Сыктывкар: Геопринт, 2002. С. 108-111.
3. Клименко С. С., Анищенко Л. А. Особенности нафтидогенеза в Тимано-Печорском бассейне // Известия Коми НЦ УрО РАН. Сыктывкар, 2010. Вып. 1. № 2. С. 61-69.
4. Клименко С. С., Анищенко Л. А. Особенности состава, реализации потенциала органического вещества и нефтегазоносно сть Тимано -Печорского бассейна // Геология и геохимия горючих ископаемых Европейского Севера России. Сыктывкар, 2011. С. 146—154. (Тр. Ин-та геологии Коми НЦ УрО РАН. Вып.128).
5. Прасолов Э. М. Изотопная геохимия и происхождение природных газов. Л.: Недра, 1990. 280 с.
6. Galimov E M. Isotopic organic geochemistry. Organic geochemistry, 37 (2006). Р. 1200—1262.
Рецензент к. г.- м. н. В. С. Чупров
