CC BY
47
ОРГАНИЧЕСКОЕ ВЕЩЕСТВО НИЖНЕВИЗЕНСК0Г0 НЕФТЕГАЗОНОСНОГО КОМПЛЕКСА ТИМАНО-ПЕЧОРСКОГО БАССЕЙНА
Учеными лабораторий геологии нефтегазоносных бассейнов и органической геохимии уточнен вещественный состав органического вещества нефтегазоносных комплексов, что дает возможность переоценить генерационные свойства пород и запасы углеводородов, а также выявить наиболее перспективные участки для геолого-разведочныхработ.
Важнейшим критерием для суждения о нефтегазоматеринском потенциале осадочных пород бассейна являются данные органической геохимии. В первую очередь это данные о составе, качестве и количестве органического вещества (ОВ). В этой области в последнее десятилетие произошел большой технический прорыв, в лаборатории появилось новое оборудование, позволяющее делать анализы на современном уровне. Вместе с тем остаются востребованы и старые углепетрографические методы исследования вещественного состава ОВ. Так, в последние годы совместными усилиями лабораторий геологии нефтегазоносных бассейнов (НГБ) и органической геохимии были дополнительно проанализированы породы всех нефтегазоносных комплексов (НГК) Тимано-Печорс-кого бассейна. Это дало возможность по-новому оценить потенциал бассейна, сделать корректировку наиболее значимых районов для поиска и разведки месторождений нефти и газа. Работы ведутся при тесном взаимодействии с производственными организациями.
Для пород терригенных нефтегазоносных комплексов (среднедевонский, нижневизейский, пермский) было установлено преобладание дет-ритного ОВ с большой долей инер-тинита, что резко снижает их потенциал. Однако степень преобразования органического вещества в породах на значительной части территории бассейна находится на невысоком катагенетическом уровне (градации порядка МК12) и позволяет надеяться на «работу» этих пород в настоящее время на участках бассейна, где они погружены до глубин 2.5— 5.0 км.
Так, для нижневизейского НГК отмечается среднее содержание органического углерода выше кларковых значений. Нефтеносность комплекса была известна еще в конце XIX века, когда битумный камень с рек Большой Сопляс и Воя (левые притоки р. Печоры) использовался как
материал для производства точил. В ранневизейское время в пределах Печорского бассейна в условиях теплого влажного климата, о чем свидетельствуют теплолюбивые формы растений и животных, шло накопление осадков в различных фациальных
обстановках: от континентальных до мелководно-морских. Фации карбонатного мелководного шельфа с незначительным накоплением терри-генного материала развиты на севере и северо-востоке бассейна. Органическое вещество углисто-кремни-
Схема распределения содержания органического углерода в нижневизейских отложениях:
1—7 лито-фациальные зоны: 1 — карбонатные фации мелководного шельфа; 2 — толщи заполнения впадин; 3 — приливно-отливная равнина с угленакоплением; 4—5 низменная прибрежно-морская равнина: 4 — с лагунными и 5 — болотными фациями; 6 — аллювиальнодельтовая равнина; 7 — баровые острова; 8 — 9 линии равных значений: 8 — Сорг в аргиллитах;
9 — глин в разрезе; 10 — обозначения: А) скважин, Б) обнажений
Аргиллиты Сху : а — общий вид, обн. по р. Кожим, б — распределение н-алканов в битумоиде из аргиллитов, сформированных за
счет бактериально-водорослевой составляющей
стых сланцев этой зоны имеет преимущественно сапропелевый и смешанный тип ОВ.
В целом же концентрация органического углерода (Сорг) в глинистых карбонатах не превышает 0.5 %. Породы морских фаций фактически не играют важной роли в формировании углеводородного потенциала комплекса (Сорг < 0.1 %). Основные нефтегазоматеринские породы визейского комплекса связаны с пойменными и озерно-болотными фациями аккумулятивных равнин, где Сорг достигает высоких значений (в аргиллитах и углистых аргиллитах от 5 до 10 %, а в углях до 45—70 %).
На большей части территории Тимано-Печорского осадочного бассейна в позднебобриковское время происходило угленакопление, причем угли и углистые аргиллиты имеют гумусовый и кенелевый тип, что свидетельствует об их формировании в болотно-озерных условиях низменной равнины. Уточненные данные геохимии ОВ из отложений комплекса позволили нам выделить вдоль восточной границы бассейна (Косью-Рогов-ская и Верхнепечорская впадины) систему валообразных островных сооружений, изредка заливаемых морем, на которых также происходило угленакопление, а во впадинах — терриген-но-карбонатное осадконакопление. Отложения, выполняющие впадины,
составляют 480—550 м, а содержание Сорг в породах этой зоны колеблется от 0.3 % в известняках до 3 % в аргиллитах. Значения водородного индекса в современных породах составляют 70—250 мгУВ/гСорг, что в пересчете на исходные данные будет соответственно 280—550 мгУВ/гСорг. Органическое вещество толщ заполнения имеет спорово-водорослевый состав. По данным газово-жидкостной хроматографии (ГЖХ), в битумоидах доминируют компоненты, характеризующие водорослевый II тип ОВ с проявлениями ОВ III типа (гумусового), но доля их незначительна. Это позволяет нам с уверенностью говорить о том, что накопление органической массы в породах происходило преимущественно за счет водорослевой органики, бактериальной массы и спор, что благоприятно для прогноза неф-тегазоносности толщи.
Инверсия тектонических движений на заключительном этапе развития бассейна с существенными моментами размыва вышележащих отложений способствовала снижению пластового давления, расширению газа и его миграции. Благоприятные условия для вертикального перераспределения УВ на последнем этапе развития бассейна могли привести к формированию в комбинированных, седиментогенных (первичных) и экзогенных (вторичных) ловушках,
сформировавшихся в визейских породах, аллохтонных залежей нефти (Нитчемью-Сынинская ступень), нефти и газа (Югыдпечоргородская зона) и газа (юг Верхнепечорской впадины).
Уточненный нами компонентный состав ОВ пород визейского тер-ригенного комплекса, значительная доля инертинитового компонента в углях и углистых аргиллитах существенно снижают углеводородный потенциал комплекса. Однако наличие слабопреобразованного (до градации МК12) сапропелевого и гумусовосапропелевого ОВ в аргиллитах, накопившихся в озерах и прибрежно-морских условиях, их достаточно большая мощность позволяют сделать прогноз более благоприятным и предполагать наличие даже автохтонных залежей УВ в пределах Предуральского краевого прогиба.
Литература
Органическая геохимия и нефтега-зоносность пермских отложений севера Предуральского прогиба. СПб.: Наука, 2004. 214 с.
Рябинкина Н.Н. Условия формирования и перспективы нефтегазоносности визейского терригенного комплекса Печорского бассейна. Екатеринбург: УрО РАН, 2006. 104 с.
К. г.-м. н. Н. Н. Рябинкина, к. г.-м. н. О. В. Валяева
