CC BY
8
Vestnck IG Komi SC UB RAS, March, 2018, No. 3_^
УДК 552.578.2.061.32:551.736(470.1) DOI:10.19110/2221-1381-2018-3-3-7
ОЦЕНКА ГЕНЕРАЦИИ УГЛЕВОДОРОДОВ В КАЗДИСКО-ТАТАРСКИК ОТЛОЖЕНИЯХ СЕВЕРА
ПРЕДУРАЛЬСКОГО КРАЕВОГО ПРОГИБА
О. С. Котик
Институт геологии Коми НЦ УрО РАН, Сыктывкар
procko@geo.komisc.ru
В статье рассматривается оценка возможной генерации углеводородов в казанско-татарских отложениях верхней перми севера Предуральского краевого прогиба на основании ряда параметров: содержания, типа и зрелости органического вещества. Выделены зоны различной генерационной продуктивности: низкой, средней и высокой. Приведена характеристика фазового состава углеводородов и выделены максимально перспективные области их возможной генерации. Наилучшие условия установлены в Коротаихинской впадине.
Ключевые слова: верхнепермские угленосные отложения, состав органического вещества, катагенез, генерационный потенциал.
ASSESSMENT OF HYDROCARBON GENERATION OF KAZAN-TATARIAN DEPOSITS IN THE NORTH OF PRE-URAL FOREDEEP
O. S. Kotik
Institute of Geology of Komi SC of UB of RAS, Syktyvkar, Russia
The article presents the estimation of possible hydrocarbon generation in Upper Permian Kazan-Tatar deposits in the north of Pre-Ural Foredeep on the basis of several parameters, such as content, type and catagenesis of organic matter. Zones of low, medium and high generation potential have been established. The characteristic of the phase composition of hydrocarbons is given, and the most promising areas of their possible generation are identified. The best conditions were established in the Korotaikha basin.
Keywords: Upper Permian coal-bearing deposits, composition of organic matter, catagenesis, generation potential.
Введение
В настоящее время во многих регионах мира поиски залежей углеводородов (УВ) связаны с нетрадиционными нефтегазоматеринскими комплексами. Угленосные отложения относятся к комплексам такого рода, и их изучение в различных нефтегазоносных бассейнах проводится с позиции оценки генерации УВ [4, 6—8]. В данной работе рассматривается оценка генерационной продуктивности нефтегазоматерин-ских отложений угленосного комплекса верхней перми и прогноз возможного фазового состава генерируемых УВ на территории севера Предуральского краевого прогиба (Косью-Роговская впадина, юго-восток Коротаихинской, север Большесынинской впадины и гряда Чернышева) и юга Варандей-Адзьвинской структурной зоны. Здесь было изучено 15 разрезов казанско-татарских отложений по скважинам Неченская-408, Суборская-236, Пыжъельская-1, СДК-542, 644, УК-2515, Пальникшорская-1, Усинокушшорская-104, Осовейская-265, Хоседаюская-257, 258 и естественным обнажениям по рр. Адзьва, Неча, Бол. Сырьяга, Силоваяха. Дополнительно был проанализирован фондовый и опубликованный материал по строению разрезов, битуминологической характеристике, наличию нефтепроявлений и люминесцентной характеристике битумоидов казанско-татарских отложений.
Методы исследования
Для оценки генерационного потенциала казан-ско-татарских отложений использовался устоявшийся в настоящее время комплекс методов, включающий углепетрографические и геохимические методы. Углепетрографические исследования проводились для определения состава компонентов ОВ и измере-
ния отражательной способности витринита (Я0, %). Геохимические исследования включали в себя хими-ко-битуминологические и пиролитические (Яоск-Буа1) методы, которые позволили определить содержание органического углерода (Сорг, %), выход хлороформного битумоида (ХБА, %), содержание свободных мг УВ/г породы) и связанных (82, мг УВ/г породы) УВ в породе, величину водородного индекса (Н1, мг УВ/г Сорг) и температуру максимального выхода УВ (Ттах, °С).
Использование всего комплекса методов позволило охарактеризовать изменение на исследованной территории содержания и состава ОВ, степени его катаге-нетической зрелости и генерационного потенциала.
Содержание, состав и катагенез
органического вещества
Угленосный комплекс позднепермского возраста (казанско-татарского интервала) включает в себя различные литологические типы: конгломераты, песчаники, алевролиты, аргиллиты и угли, отличающиеся по содержанию органического углерода (Сорг, %). При оценке суммарной мощности нефтегазоматеринских пород в комплексе учитывались только углисто-глинистые разности, такие как глинистые алевролиты (Сорг 0.5—10 %), аргиллиты (Сорг 1.2—10%), углистые аргиллиты (Сорг 4—30 %) и угли (Сорг 20—90 %). Мощности рассматриваемых литотипов в комплексе также различны. Прослои алевролитов в среднем меняются от 0.1 до 0.5, аргиллитов — 0.01—0.8 и углей — 0.1—30, в сумме составляя пачки мощностью до 50 м [5].
По составу органическое вещество (ОВ) является много компонентным, где присутствуют маце-ралы групп витринита, инертинита и липтинита.
Вестник ИГ Коми НЦ УрО РАН, март, 2018 г., № 3
Рис. 1. Треугольная диаграмма соотношения групп микрокомпонентов: витринита (Vt), инертинита (It) и липтинита (Lt)
в углях (а) и в породах (b) казанско-татарского возраста, %
Fig. 1. Triangular diagram of groups of microcomponents proportion: vitrinite (Vt), inertinite (It) and liptinite (Lt) in the coal (a) and
rocks (b) Kazan-Tatarian age, %
Проведенными ранее углепетрографическими исследованиями охарактеризован средний состав ОВ ка-занско-татарских отложений [2]. Преобладающей группой является витринитовая, а второстепенными — инертинитовая и липтинитовая (рис. 1). Однако встречаются районы, где повышено количество (до 37 %) ОВ липтинитового типа. В целом в казанско-та-тарских отложениях преобладает гумусовое ОВ с лип-тинитовыми компонентами континентального генезиса (споринит, кутинит, резинит, липтодетринит), наиболее распространенного в породах озерно-болот-ных и озерно-аллювиальных фаций районов сочленения Косью-Роговской впадины с грядой Чернышева и на юго-востоке Коротаихинской впадины.
По данным проведенных ранее пиролитических исследований на обозначенной территории установлены преимущественно низкие значения показателя HI, составляющие 30—150 мг УВ/г Сорг [2]. Зоны развития пород с повышенными значениями HI > 150 мг УВ/г Сорг имеют локальное распространение в районе сочленения севера гряды Чернышева с Косью-Роговской впадиной и на юго-востоке Коротаихинской впадины (рис. 3).
В рассматриваемых толщах катагенетическая преобразованность ОВ на большей части территории не превышает градацию катагенеза MKi— МК2. Изореспленды (линии равных значений) отражательной способности витринита (R,), показанные на рис. 3, отражают латеральное изменение катагенеза на изучаемой территории. Увеличение степени зрелости ОВ происходит в северо-восточном направлении и максимально — в Коротаихинской впадине, где уровень катагенеза > МК3 [2]. В этом районе в отложениях силовской свиты в ультрафиолетовом свете нами были диагностированы битумы легкого и маслянистого состава, выделившиеся из липтинитовых компонентов (рис. 2). Данный факт наглядно подтверждает возможность генерации углистым веществом не только газовых, но и нефтяных УВ.
Ltk
1 • /
1 Bit ■ / Bit
9 □
Рис.2. Микрофотографии компонентов ОВ в породах силов-
ской свиты верхней перми: a — обн. 121, обр. 8—2/1; b — обн. 124, обр. 7—4. Ультрафиолетовый свет, масляная иммерсия, ув. х50, x150, метка в центре кадра 5 х 5 мкм. Lt — группа липтинита (Ltsp —споринит, Ltk — кутинит); Bit— примазки и скопления битума.
Fig. 2. Microphotographs of OM components in the Silovsk suite
of Upper Permian rocks: a — outcrop 121, samples 8—2/1; b — outcrop 124, samples 7—4. UV-light, oil immersion, 50x and 150x magnification, mark in shot center 5 х 5 micron. Lt — liptinite group (Ltsp —sporinite, Ltk — cutinite); Bit — coatings and congestions of bitumen.
ЪелиЖ Ю Кот1 ее ив яде, МагеИ, 2018, N0. 3
Оценка фазового состава УВ
Формирование скоплений УВ, тем более промышленных объемов, обусловлено рядом геохимических факторов, важнейшими из которых являются содержание ОВ, его генетический тип и степень катаге-нетической преобразованности. Эмиграция УВ в количестве, достаточном для формирования скоплений, возможна в нефтегазоматеринских формациях с определенным уровнем содержания Сорг. Крайнее значение содержания Сорг в глинистых породах угленосных формаций принимается за 0.5 %, так как в толщах с более низкими концентрациями эмиграция будет невысока и формирование скоплений УВ большого объема не представляется возможным [5]. По преобладающему содержанию в породах Сорг выделены три зоны, границы которых ограничивают районы низкой (0.5—1 %), средней (1—3 %) и высокой (> 3 %) генерационной продуктивности.
В каждой зоне в зависимости от катагенетической преобразованности ОВ были выделены области с разной генерацией УВ. Согласно стадиальному преобразованию ОВ, основная генерация нефтяных УВ приходится на градации катагенеза МК^ (Яо — 0.5— 0.85 %), а на более высоких градациях (> МК3) преобладает образование газовых УВ. Для гумусового ОВ процесс генерации нефтяных УВ смещён на градацию МК2 и имеет меньшую интенсивность, в то время как газовые УВ могут генерироваться на всем протяжении катагенеза [1]. Исходя из этого, в областях, где катагенез ОВ достиг градаций мезокатагенеза МК^ по границе изореспленд — 0.5—0.85 %, выделяются подзоны генерации газа и автохтонных нефтяных УВ. Подзоны генерации газа и газоконденсата выделяются в областях, где катагенез ОВ в породах превышает уровень МК3 (Яо > 0.85 %). В областях с низкой преобразованностью ОВ на градации протокатагенеза, ограниченных изоресплендой 0.5 %, выделяются подзоны аллохтонных нефтепроявлений. Здесь обнаружены нефтепроявления и повышенная битумонасыщен-ность аллохтонного характера, так как само ОВ этого комплекса еще не могло генерировать УВ. Ниже рассмотрим характеристику выделенных зон и подзон.
В зоне низкой продуктивности (рис. 3, зона 1), характеризующейся минимальным содержанием ОВ (Сорг < 1 %), в зависимости от степени его зрелости были выделены следующие подзоны: а — генерации газа и газоконденсата, Ь — газа и автохтонных нефтяных УВ, с — проявлений аллохтонных нефтей. Подзона генерации газа и газоконденсата (Ио > 0.85 %, > МК3) выделяется только в районе Большесынинской впадины (рис. 3, зона 1а). В пределах Сынинской структуры, а также на Падимейском поднятии и вдоль западного борта Косью-Роговской впадины, где катагенез ОВ достиг градаций мезокатагенеза (Ио — 0.5— 0.85 %, МК1_2), выделяется подзона генерации газа и автохтонных нефтяных УВ (рис. 3, зона 1Ь). С зоной низкой продуктивности, где породы содержат «незрелое» ОВ, отвечающее подстадии протокатагенеза (Яо < 0.5 %), совпадает подзона аллохтонных не-фтепроявлений на площадях, прилегающих с запада к гряде Чернышева, и в районе Падимейского поднятия (рис. 3, зона 1с). На Падимейской и Вашуткинской площадях в керне обнаружены нефте- и битумопро-
явления, служащие подтверждением возможных скоплений УВ аллохтонного характера.
Зона средней продуктивности (рис. 3, зона 2) выделяется в областях распространения пород с содержанием Сорг от 1 до 50 %, где суммарная угленосность разреза составляет < 30 м. Территориально она охватывает восточные окраины Хорейверской впадины, Варандей-Адзьвинской структурной зоны, юг, север и запад Косью-Роговской впадины, а также восточную оконечность Коротаихинской впадины. В пределах зоны выделяются подзоны аналогично низкопродуктивным областям. Подзона генерации газа и газоконденсата (Ио > 0,85 %, > МК3) выделяется только в пределах небольшого участка Коротаихинской впадины (рис. 3, зона 2а). Подзона генерации газа и автохтонных нефтяных УВ (Ио > 0,5 %, МК^) протягивается от южной оконечности (вдоль Кочмесской и Бергантымылькской структур) до Воргашорского месторождения на севере Косью-Роговской впадины и далее переходит в Коротаихинскую впадину (рис. 3, зона 2Ь). Частично подтверждает генерацию УВ наличие проявлений легкого и смолистого битума в породах на Кочмесской и Коротаихинской площадях. В пределах юга Косью-Роговской впадины (Кожымский район), а также на Роговском и Ватьярском угольных месторождениях и Усинокушшорском поднятии гряды Чернышева расположены области подстадии протокатагенеза ОВ. Здесь по аналогии с другими зонами выделяется подзона аллохтонных нефтяных УВ (рис. 3, зона 2с).
Зона высокой продуктивности характеризуется максимальным содержанием ОВ в породах и, соответственно, высокой угленосностью разреза (рис. 3, зона 3), которая прослеживается вдоль гряды Чернышева, захватывает Сейдинскую площадь и западный борт Косью-Роговской впадины, а также участок юго-восточной оконечности Коротаихинской впадины, включая основные месторождения углей печорской серии (Неченское, Шаръю-Заостренское, Среднеадзьвинское и др.). В пределах основного участка зоны ОВ пород незрелое и находится на под-стадии протокатагенеза, лишь в районе западного борта Косью-Роговской впадины ОВ вступило в зону мезокатагенеза (Ио > 0.5 %, МК1). Участок с более высокой зрелостью ОВ расположен в Коротаихинской впадине. В зависимости от уровня катагенетической преобразованности ОВ пород также выделяются три подзоны. Подзона генерации газа и газоконденсата (рис. 3, зона 3а) выделяется в Коротаихинской впадине, где преобразованность ОВ достигла градации МК3 и более (Ио > 0,85 %). Подзона генерации газа и автохтонных нефтяных УВ (рис. 3, зона 3Ь) протягивается вдоль западного борта и Сейдинского поднятия Косью-Роговской впадины и выделяется в пределах Сырьягинской площади Коротаихинской впадины (Ио > 0,5 %, МК1—2). Частичным подтверждением генерации жидких УВ может служить наличие «биту-минита» в породах силовской свиты р. Бол. Сырьяга [3], который является вторичным микрокомпонентом группы липтинита. Его образование связано с водорослевым веществом, но проявление в породе произошло при перемещении жидкой фазы и выпадении твердых асфальтенов с последующим выделением более легких компонентов в виде ореолов вокруг вклю-
Вестник ИГ Коми НЦ УрО РАН, март, 2018 г., № 3
Рис. 3. Схема зон генерационной продуктивности в казанско-татарских отложениях Косью-Роговской впадины
и прилегающих территорий:
1—3 — зоны генерационной продуктивности: 1 — низкой, 2 — средней, 3 — высокой; подзоны УВ различного фазового состава: а — генерации газа и газоконденсата, Ь — газа и автохтонных нефтяных УВ; с — аллохтонных нефтяных УВ; 4 — контур повышенных содержаний липтинита; 5 — контур повышенных значений водородного индекса (Н1); 6 — изореспленды Я0; 7 — притоки и нефтепроявления: а — притоки тяжелой нефти, Ь — проявления тяжелой нефти по керну; 8- проявления по керну: а — легкого битума, Ь — смолистого битума, с — тяжелого битума; 9 — тектонические элементы (1 — Косью-Роговская впадина, 2 — гряда Чернышева, 3 — гряда Чернова, 4 — Коротаихинская впадина, 5 — Хорейверская впадина, 6 — Варандей-
Адзьвинская структурная зона, 7 — Большесынинская впадина)
Fig. 3. The schematic map of the zones of generation productivity in Kazan-Tatar deposits of Kosyu-Rogov depression & adjoined territory.
1—3 — zones of generation productivity: 1 — low, 2 — middle, 3 — high; subzone of different phase composition of hydrocarbons: a — gas and gas condensate generation, b — gas and autochthonous oil hydrocarbons; c-allochthonous oil hydrocarbons; 4 — high content of liptinite; 5 — high values of hydrogen index (HI); 6 — isoresplands Rq 7 - inflows and oil: a — inflows heavy oil, b — crevice heavy oil; 8 — core manifestations: a — light bitumen, b — resinous tarry bitumen, c — heavy bitumen; 9 — tectonic elements (1 — Kosyu-Rogov depression, 2 -Chernyshev ridge, 3 -Chernov ridge, 4 — Korotaikha depression, 5 — Khoreyver depression, 6 — Varandey-Adzva structural zone, 7 — Bolshesynya depression)
Vestnik IG Komi SC UB RAS, March, 2018, No. 3
чений. Основная часть зоны высокой генерационной продуктивности совпадает с областью распространения незрелого ОВ, где выделяется подзона аллохтонных нефтепроявлений. Основная часть этой подзоны расположена в пределах гряды Чернышева и в районе Неченского месторождения Косью-Роговской впадины (рис. 3, зона 3c).
Во всех выделенных зонах в казанско-татарских отложениях обнаружены различного масштаба нефте-проявления, по своему УВ-составу заведомо аллох-тонного характера [5]. Аллохтонные нефтепроявле-ния связаны с пермскими толщами, преимущественно там, где ОВ не вышло из зоны протокатагенеза и источником УВ служили нефтематеринские породы нижележащих комплексов.
Заключение
Проведенные исследования позволили провести оценку генерационной продуктивности казанско-та-тарских отложений и дать характеристику возможного фазового состава УВ. На территории гряды Чернышева, несмотря на повышенные концентрации Сорг и относительно высокие содержания липтинита (до 37 %) в составе ОВ, могут быть выявлены залежи УВ только аллохтонного характера, так как ОВ пород является катагенетически не преобразованным. Казанско-татарские отложения прилегающих к гряде территорий Хорейверской впадины, Варандей-Адзьвинской структурной зоны и северо-востока Косью-Роговской впадины также содержат незрелое ОВ.
Благоприятные факторы для генерации УВ в ка-занско-татарских отложениях, обусловленные повышенной угленосностью разреза и содержаниями Сорг, катагенетической преобразованностью ОВ градаций выше МК1_2, установлены только на западном борту и северо-востоке Косью-Роговской впадины и юго-восточной части Коротаихинской впадины. Однако наилучшими условиями характеризуется территория Коротаихинской впадины, где наряду с высоким содержанием ОВ и наличием в его составе липтинито-вых компонентов до 20 % ОВ достигло высокой степени зрелости (МК2_3 и выше) и наиболее реализовало свой УВ-потенциал. Эти и прилегающие с севера районы представляются нам наиболее перспективными для положительной оценки возможной сингенетич-ной генерации как газовых, так и нефтяных УВ.
Аналитические исследования проводились во ВНИГНИ (Rock-Eval), МГУ им. М. В. Ломоносова (RJ и Институте геологии Коми НЦ УрО РАН (ЦКП «Геонаука»).
Исследования выполнены при частичной поддержке гранта РФФИ № 16-35-00278 мол_а.
Литература
1. Баженова О. К., Бурлин Ю. К., Соколов Б. А., Хаин В. Е. Геология и геохимия нефти и газа: Учебник. М.: МГУ, 2004. 415 с.
2. Котик О. С. Органическое вещество, катагенетиче-ская преобразованность и генерационный потенциал казан-ско-татарских отложений севера Предуральского прогиба // Вестник ИГ Коми НЦ УрО РАН. 2016. № 11. С. 3_9.
3. Котик О. С., Котик И. С., Каргиева Т. Г. Пермские отложения юго-востока Коротаихинской впадины: углепе-
трография, геохимия и нефтегазогенерационный потенциал // Геология нефти и газа. 2017. № 4. С. 91—102.
4. Обласов Н. В. Геохимия углистого органического вещества и его роль в формировании месторождений нефти и газа на территории Томской области: Автореф. дис. ... канд. геол.-мин. наук. Томск, 2010. 20 с.
5. Органическая геохимия и нефтегазоносность пермских отложений севера Предуральского прогиба / Л. А. Анищенко, С. С. Клименко, Н. Н. Рябинкина и др. СПб.: Наука, 2004. 214 с.
6. Farhaduzzaman Md, Abdullah W. H, Islam Md. A. Depositional environment and hydrocarbon source potential of the Permian Gondwana coals from the Barapukuria Basin, Northwest Bangladesh // International Journal of Coal Geology, 2012, Vol. 90—91, pp. 162—179.
7. Semkiwa P., Kalkreuth W, Utting J., Mpanju F, Hagemann H. The geology, petrology, palynology and geochemistry of Permian coal basins in Tanzania: 2. Songwe-Kiwira Coalfield // International Journal of Coal Geology, 2003, № 55, pp. 157—186.
8. Wilkins R.. W. P., George S. C. Coal as a source rock for oil: a review // International Journal of Coal Geology, 2002, Vol. 50, pp. 317—361.
References
1. Bazhenova O. K., Burlin Yu. K., Sokolov B. A., Khain V. E. Geologiya igeokhimiya nefti igaza: Uchebnik (Petroleum geology and geochemistry). Moscow: MGU, 2004, 415 p.
2. Kotik O. S. Organicheskoye veshchestvo, katagenetiches-kaya preobrazovannost' i generatsionnyy potentsial kazansko-ta-tarskikh otlozheniy severa Predural'skogo progiba (Organic matter, catagenesis transformation and generation potential of ka-zan-tatarian deposits in the north of Pre-Ural Foredeep). Vestnik of Institute of geology Komi SC UB RAS, 2016, No. 11 (263), pp. 3—9.
3. Kotik O. S., Kotik I. S., Kargieva T. G. Permskie ot-lozhenija jugo-vostoka Korotaihinskoj vpadiny: uglepetrografija, geohimija i neftegazogeneratsionnyj potentsial (Permian deposits of the South-East of Korotaikhinskaya depression: coal petrography, geochemistry and oil and gas generation potential). Oil and gas geology, 2017, No.4. pp. 91—102.
4. Oblasov N. V. Geokhimiya uglistogo organicheskogo veshchestva i yego rol v formirovanii mestorozhdeniy nefti i gaza na territorii Tomskoy oblasti (Geochemistry of coal organic matter and its role in formation of oil and gas fields in Tomsk region.). PhD thesis, Tomsk, 2010, 20 p.
5. Organicheskaya geokhimiya i neftegazonosnost permskikh otlozheniy severa Predural'skogo progiba (Organic geochemistry and hydrocarbon potential of the Permian deposits of the North Pre-Ural Foredeep). L. A. Anishchenko, S. S. Klimenko, N. N. Ryabinkina et al. Saint-Petersburg: Science, 2004, 214 p.
6. Farhaduzzaman Md., Abdullah W. H., Islam Md. A. Depositional environment and hydrocarbon source potential of the Permian Gondwana coals from the Barapukuria Basin, Northwest Bangladesh. International Journal of Coal Geology, 2012, V. 90—91, pp. 162—179.
7. Semkiwa P., Kalkreuth W., Utting J., Mpanju F., Hagemann H. The geology, petrology, palynology and geochemistry of Permian coal basins in Tanzania: 2. Songwe-Kiwira Coalfield. International Journal of Coal Geology, 2003, No. 55, pp. 157—186.
8. Wilkins R. W. T., George S. C. Coal as a source rock for oil: a review. International Journal of Coal Geology, 2002, V. 50, pp. 317—361.
