Оценка вклада докембрийских отложений в формировании нефтеносности восточной части Волго-Уральского бассейна по результатам моделирования Текст научной статьи по специальности «Науки о Земле и смежные экологические науки»

ЗАПИСКИ ГОРНОГО ИНСТИТУТА

Journal of Mining Institute Сайт журнала: pmi.spmi.ru

Научная статья

Оценка вклада докембрийских отложений в формировании нефтеносности восточной части Волго-Уральского бассейна по результатам моделирования

Д.Д.КожановН, М.А.Большакова

Московский государственный университет имени М.В.Ломоносова, Москва, Россия

Как цитировать эту статью: Кожанов Д.Д., Большакова М.А. Оценка вклада докембрийских отложений в формировании нефтеносности восточной части Волго-Уральского бассейна по результатам моделирования // Записки Горного института. 2024. Т. 266. С. 199-217. ЕБЫ ОСРХЕН

Аннотация. Рассмотрены результаты геохимического анализа органического вещества и нефтей протерозоя (ККР-У комплекс) и палеозоя (продуктивные интервалы D2, Бз, С1-2) восточной части Волго-Уральского нефтегазоносного бассейна. Полученные данные подкреплены результатами 2Б-бассейнового моделирования по четырем региональным профилям, два из которых расположены в Камской и два в Бельской частях Камско-Бель-ского авлакогена. Скорректированы ранее полученные данные о степени катагенетической преобразованности нефтегазоматеринских толщ рифей-вендского нефтегазоносного комплекса, построены карты катагенеза. Приводятся новые доказательства наличия докембрийских нефтей в продуктивных комплексах палеозоя. Изучаемые нефти являются смешанными - образованными за счет продуктов генерации нефтегазоматеринских толщ рифея, венда и палеозоя (девонского и раннекаменноугольного возраста). По результатам моделирования выявлено, что основными нефтегазоматеринскими толщами в КР-У комплексе Камской части Камско-Бельского авлакогена являются отложения калтасинской свиты нижнего рифея и верещагинской свиты верхнего венда, в Бельской - толщи калтасинской, кабаковской, ольховской, приютовской, шиханской и леузинской свит рифея и старопетровские отложения в венде. Установлено, что увеличение интервала главной зоны нефтеобразования и газообразования происходит в юго-восточном направлении. В обеих впадинах Камско-Бельского авлакогена выделяется единая нефтяная система, функционирующая в отложениях стратиграфического интервала от ри-фея до нижнего карбона. В ее составе в качестве основных нефтегазоматеринских толщ рассматриваются толщи рифея-венда, коллектора приурочены к карбонатному комплексу рифея, терригенным отложениям верхнего венда и среднего девона, а покрышкой служат породы верхнего девона-турне.

Ключевые слова: Волго-Уральский бассейн; бассейновое моделирование; геохимия; органическое вещество; докембрий; нефтяная система

Поступила: 28.02.2023 Принята: 05.03.2024 Онлайн: 08.04.2024 Опубликована: 25.04.2024

Введение. Анализ возможных источников нефти и газа в нефтегазоносных бассейнах (НГБ) является одной из ключевых задач при поиске месторождений углеводородов (УВ). Особенную роль играет оценка возможных источников УВ в тех бассейнах, в которых прогнозируется наличие нескольких нефтегазоматеринских толщ (НГМТ). Одним из таких объектов является Волго-Уральский нефтегазоносный бассейн (ВУ НГБ). Указанный регион расположен на востоке ВосточноЕвропейской платформы и приурочен к одноименной антеклизе. Осадочный разрез бассейна представлен отложениями рифея, венда, девона, карбона и перми. В структурном отношении разделен на два крупных комплекса - авлакогеновый (КР) и плитный (У-Р). Стратиграфическое наполнение рифейского комплекса впадин Камско-Бельского авлакогена (КБА) различное [1, 2], в связи с чем в данной работе анализ этих отложений производится раздельно - для Камской и Бельской частей.

Промышленная нефтегазоносность ВУ НГБ в основном связана с продуктивными нефтегазоносными комплексами (НГК) терригенного девона (ардатовский, муллинский и пашийский горизонты), верхнего девона (терригенно-карбонатные отложения франского и фаменскго возраста), нижнего (тульский и бобриковский горизонты) и среднего карбона (башкирско-московские отложения), нередко нефтегазоносными являются толщи нижней перми (ассельский, сакмарский и артинский пласты). Нижележащие отложения венда включают несколько небольших месторождений нефти (Соколовское, Сивинское, Шарканское, Дебесское) [1, 3, 4].

Причина практически полного отсутствия залежей УВ в рифей-вендском (RF-V) комплексе на сегодняшний день до конца не ясна. Возможно, это связано с разрушением ранее сформированных залежей или с наличием лишь незначительного количества органического вещества (ОВ) для генерации УВ. В качестве причины рассматривается отсутствие непроницаемой покрышки в RF-V комплексе (Д.И.Иванов, 2008), за счет чего УВ, сгенерированные рифей-вендскими породами, мигрировали и сконцентрировались в вышележащих отложениях палеозоя (Pz) [3].

На основе данных литературного обзора и собственных аналитических исследований был проведен анализ условий накопления и преобразования ОВ рифея, венда и верхнего девона-турне. По ограниченному набору биомаркерных параметров (распределение нормальных алканов, хей-лантанов и стеранов) установлена генетическая связь палеозойских и протерозойских нефтей с ОВ докембрия*.

Результаты проведенного 2D-бассейнового моделирования подтвердили полученные данные, а также позволили выявить пространственные и временные особенности развития нефтяных систем изучаемой части бассейна.

Цель исследования - на основе биомаркерного анализа и 2D-бассейнового моделирования проанализировать влияние НГМТ RF-V на формирование нефтегазоносности осадочного чехла восточной части ВУ НГБ.

Задачи:

• Собрать и проанализировать данные о геологическом строении и нефтегазоносности пород рифея-венда восточной части ВУ НГБ.

• Рассмотреть имеющиеся публикации о составе (в том числе биомаркерном) ОВ протерозойских НГМТ России и мира.

• Выполнить геохимический анализ ОВ отложений докембрия и нефтей продуктивных комплексов V2, D2, D3, C1-2 методами изотопной геохимии и хромато-масс-спектрометрии.

• На основе полученного материала построить 2D-бассейновые модели по региональным профилям в пределах Камской и Бельской впадин КБА.

• Проанализировать работу нефтяных систем региона, оценить роль НГМТ разного возраста в формировании нефтегазоносности региона, а также представить непротиворечащую имеющейся информации модель нефтяных систем.

Материалы и методы. Геохимический анализ. Проанализировано 12 проб нефтей и 8 образцов битумоидов, экстрагированных из НГМТ докембрийского возраста (V2kc - кочешорская свита). Образцы нефти выбирались по принципу территориальной близости к прибортовым зонам КБА (исходя из рекомендаций, предложенных в предыдущей работе [3]). Использовались образцы нефтей из продуктивных интервалов следующих площадей: Дебесская (V2kr), Соколовская (V2kr), Сивинская (D3tm), Кудымкарская (D3tm), Краснокамская (D3tm), Куединская (D2ps), Касибская (D2ps), Мишкинская (D3dm), Кулигинская (D), Савинская (C1t) и Гожанская (C1bb). Битумоиды были экстрагированы из углеродистых отложений кочешорской свиты (V2kc) Ефимовской площади (рис.1).

Разделение экстрактов и нефтей на группы проводили на стеклянных колонках, заполненных аргентированным силикагелем марки АСКГ с размером зерен 0,1-0,2 мм. После смачивания сили-кагеля гексаном в колонку переносили навеску мальтенов. Далее проводили элюирование гекса-ном фракции парафинонафтеновых УВ. Фракцию ароматических УВ десорбировали и элюировали толуолом. После окончания разделения флаконы с фракциями ставили под вытяжной шкаф до полного испарения растворителя. Дальнейший геохимический анализ аналитических групп ОВ и нефтей производился методом хромато-масс-спектрометрии на базе газового хроматографа Agilent 6890В, снабженного масс-спектрометром Agilent 5977А MSD.

Бассейновое моделирование. Проведение 2D-бассейнового моделирования позволило выявить и проиллюстрировать пространственно-временные особенности развития нефтяных систем изучаемой части бассейна. В работе использованы четыре региональных профиля - по одному субширотному и одному субмеридиональному для Камской и Бельской впадин КБА соответственно (рис.1).

* Идею о возможном наличии в продуктивных комплексах палеозоя нефтей, генерированных докембрийскими НГМТ, в разное время высказывали В.И.Козлов, К.Р.Чепикова, И.А.Ларочкина, Г.Н.Гордадзе и др. Однако до настоящего времени комплексная аргументация в пользу этого положения приведена не была.

С

Камский профиль № 1

Рис. 1. Карта фактического материала на тектонической основе Структуры Камско-Бельского авлакогена: I - Камская впадина; II - Бельская впадина;

III - Орьебаш-Татышлинско-Чернушинская приподнятая зона; IV - Дружининский выступ;

V - Осинцевско-Красноуфимский выступ; VI - Новотроицкая терраса

Исходные материалы были заимствованы из производственных отчетов разных лет (2005-2009 г.). Суммарная протяженность профилей составляет свыше 1450 км. Стратиграфическое и литологи-ческое наполнение разрезов в моделях выполнено в соответствии с региональными схемами, палеогеографическими реконструкциями и данными скважин [1]. Моделирование проведено по нескольким сценариям - с наличием НГМТ в КБ-У комплексе и без. Литологическая характеристика закладывалась с учетом различных палеофациальных карт и реконструкций (рис.2).

В модели учтены эрозионные события, происходившие на территории ВУ НГБ. На рубеже ри-фея-венда мощность эродируемых отложений не превышала 1500 м, при этом максимальная мощность эродированных отложений характерна именно для северных районов [5, 6]. Начало раннего палеозоя также ознаменовалось для восточной окраины Восточно-Европейской платформы значительным эрозионным событием. Предполагается, что в это время было денудировано до 1000 м рифей-вендских отложений. В конце поздней перми и начале триаса территория вновь испытала восходящие вертикальные движения, за счет чего было «срезано» до 250-300 м горных пород.

Разломная тектоника. Территория исследуемого бассейна за время своего формирования претерпевала достаточно большое количество изменений, обусловленных историей геологического развития региона и в большей мере его геодинамическими перестройками. Во всех структурных этажах прослеживаются проявления разломной тектоники. Основные зоны проявления дизъюнктивных нарушений в пределах восточной части Волго-Уральского бассейна приурочены к границам различных блоков фундамента (Татарский, Башкирский и Пермский своды), что обусловлено архей-раннепротерозойскими процессами образования зон консолидации протоплат-форм. Типичным для этих разломов является северо-западное (почти меридиональное) простирание. Предполагается, что «раскрытие» имеющихся разломов происходило во времена тектонической активизации (в конце венда и поздней перми-триасе).

I )• ЧЧ

ьэ о ьэ

0 2

1

0

1

§

о <ю

8

О)

1

о-§

о

2 сь

=5

о ЬЭ С Л

О

о 00

Дебесское В-Красногорское м-е м-е

Шар-ое Лист-ое

м-е м-е Верхнекамс кая впадина

Ельниковское м-е

Стратиграфическая схема М^-У отложений Камской впадины

Стратиграфическая схема отложений севернсй части ВУ НГЪ

Стратиграфическая схема М^-У отложений Вельской впадины

I 1 1 § 1 с,„„

ИТ '^^^пинасая^'"-

Салиховская

итароп егров екая Байки баш ев осая

VI

шихт леузинская

§

ЕЬз Шихан осая

Приютов осая

< "Леонидов екая

усинская

Я" и ильховская

и 1 - 1укаевская ■Шдеждинская

1 1 Кабаковская

о - "Еалшчннчкэя

й Минаевская

Рэтковская

1м Костин екая

Си гаев осая

АК,РЕ.1

Канчуринское Толбазинское Кабак-ое Тавтимановское

м-е м-е м-е м-е

Салмышская Благовещенская

впадина ----впадина

Табынское м-е

Южно- Татар с кий свод

Благо вещ енс кая впадина

_| Песчаники

| Глинистые песчаники ■ Аргиллиты/глины

| Алевролиты ■ Песчаники, алевролиты. I аргиллиты 1 Разлом

Эвапориты

(соль, гипс, ангидрит)

Известняки

Основные

стратегические границы

| Известняки + доломиты I Известняки глинистые

5 и о Ярус Горизонт

ч

N2

Рз Татарский

р2 Уржумский Казанский

Уфимский Шешминский

Р1 Кунгурский й+1г

Артинский

Сакмарский

Аоиютп

Сз

Мячковский

с2 Московский Подольский

Каширский

Вереискии

Башкирский Серпухов ский

С1 Визейский Веневский+ Мкайлсвский+

Тульский

ьоориковами+

Турнейский

Фаменский

Оз Мендымский

Пашийский

Живет ский

ГЧ5

—V

-ч

Рис.2. Литолого-стратиграфические профили с положением линии разреза на структурной карте ВУ НГБ и стратиграфическими колонками

8 г о

0

Граничные условия. Значения теплового потока по времени подбирались в соответствии с геотектоническим режимом развития бассейна [7]. На рифейском (авлакогеновом) этапе в зонах активного рифтогенеза (восточная часть территории) величина глубинного теплового потока достигала значений 50-60 мВт/м2. Время закрытия рифтового бассейна в КРз-У1 характеризовалось умеренным тепловым потоком до 50 мВт/м2 На границе венда-кембрия тепловой поток мог повышаться до значений 55 мВт/м2 В дальнейшем вплоть до границы перми-триаса тепловой поток был стабильным (на уровне 40-50 мВт/м2). После этого на мезо-кайнозойском этапе отмечается снижение величины теплового потока, особенно в западных районах исследуемой территории (до уровня 19 мВт/м2). Значения теплового потока были ранжированы по площади и разрезу. Наибольшие значения указанного параметра наблюдаются во впадинных частях разреза. Данные по значениям современных пластовых температур были заимствованы из справочников и фондовых отчетов. Параметры, внесенные в модель, отражены в табл.1.

Таблица 1

Характеристики нефтегазоматеринских толщ

Породы Литология Мощность, м Тип органического вещества Сорго, % HI0, мгУВ/ rTOC

RFisz Аргиллит До 300 (суммарно) II 1,5 900

RFiar Мергель доломитистый До 100 II 1,5 600

RF20I Аргиллит До 50 II 0,47 400

RF3shn Аргиллит До 50 II 0,53 650

V2vr (sp) Аргиллит До 100 II 5 710

D2af Аргиллит 30 II/III 1,0 250

D3fr-fm Кремнистый аргиллит До 60 II 2,0-10,7 600-710

C2vr Углистый аргиллит 30 II/III 0,54 300

Характеристики НГМТ. В качестве исходных геохимических параметров использовались аналитические значения содержания органического углерода (ТОСо - Total organic carbon) и водородного индекса (HIo - Hydrogen Index), пересчитанные на исходные значения. Детальное описание характеристик ОВ НГМТ было приведено в предыдущей работе [3], а также отражено в табл.1. В связи с тем, что ОВ различных (по возрасту, типу и распространению) НГМТ обладает различными индивидуальными характеристиками, кинетические модели, подобранные для моделирования, лишь отчасти отражают характер реализации генерационного потенциала изучаемых отложений.

Степень катагенетической преобразованности ОВ различных НГМТ оценивалась на основании литературных данных [2, 8, 9]. Калибровка моделей производилась по данным современных пластовых температур и скважин, расположенных на площадях Канчуринской, Тавтимановской, Кушкульской, Любленской, Табынской, Дебесской, Восточно-Красногорской, Лозолюкской, Есе-нейской, Баклановской, Ельниковской и др. (табл.2); по значениям Ro ((Vitrinit) Reflection in oil), снятым с карт, и зонам катагенеза, выделенным ранее авторами [4, 8, 9]; и по положению месторождений по площади и разрезу.

Геологическая характеристика. Тектоника. Тектонический облик территории исследования представлен тремя структурными этажами. Нижний - авлакогеновый, расположен в границах КБА - структуры древнего заложения. Он подразделяется на Камскую и Бельскую впадины, разделенные Орьебаш-Татышлинско-Чернушинской приподнятой зоной. На востоке выделены приподнятые блоки кристаллического фундамента - Осинцевско-Красноуфимский и Дружининский выступы (см. рис.1).

В среднем (синеклизном) структурном этаже выделяются две впадины - северная (Верхнекамская) и южная (Шкапово-Шиханская), разделенные между собой Сарапульско-Яныбаевской седловиной. Все структуры сложены отложениями верхнего венда. Стратиграфическое наполнение впадин схоже между собой, однако наименование комплексов разное. Ниже представлено краткое описание стратиграфии рифея-венда раздельно для северной и южной впадинных частей изучаемой территории.

Таблица 2

Основные калибровочные параметры, используемые в модели

Месторождение Структура Глубина, м / Т, °С Глубина, м / Ко, % Градация катагенеза

Канчуринское Тавтимановское Кушкульское Любленское Табынское Салмышская впадина Благовещенская впадина Башкирский свод Южно-Татарский свод Благовещенская впадина 25/4 2067-2125/41 25/6 1413-1451/28 339/12 1585/31 1669/36 25/0,5 2067-2125/0,5 25/0,5 -

Дебесское Верхнекамская впадина 1276/26 1760/36 - 1797/ПК3-МК1

Восточно-Красногорское Верхнекамская впадина 1306/26 1580/28 1611/28 - 1705/ПК3

Лозолюкское Верхнекамская впадина 1292/27 1383/28 - 1724/МК1

Есенейское Баклановское Верхнекамская впадина Пермский свод 1267/23 1276/24 1631/29 786/18,5 - 2011/ПК3 2446/МК1

Ельниковское Бирская седловина 895/23 1410/28 1470/29 - -

Третий (современный) структурный этаж в пределах рассматриваемой территории представлен в составе Верхнекамской, Бымско-Кунгурской, Юрюзано-Сылвенской, Благовещенской и Салмышской впадин, Пермского, Башкирского и Татарского сводов, а также Бирской седловины. Сходство в стратиграфическом и фациальном облике различных частей указанного структурного этажа позволило нам рассматривать отложения палеозоя согласно региональным стратиграфическим схемам (рис.2).

Стратиграфия. Стратиграфическое наполнение впадин КБА различное - северная (Камская) часть выполнена отложениями нижнего и фрагментарно среднего рифея, южная (Бельская) сложена породами всех трех серий рифея - кырпинской (нижний), серафимовской (средний) и абду-линской (верхний). В состав нижнерифейского комплекса осадочного чехла северной (Камской) впадины входят терригенные отложения сарапульской и прикамской серий, а также глинисто-карбонатные толщи калтасинской свиты кырпинской серии. Верхневендская часть вышележащей Верхнекамской впадины представлена в составе кыквинской, верещагинской, велвинской и крас-нокамской свит [1]. Разрез рифей-вендской части Бельской впадины КБА выражен значительно шире. Помимо нижнерифейских отложений, здесь также присутствуют преимущественно терри-генные породы среднего и терригенно-карбонатные толщи верхнего рифея. Верхневендский тер-ригенный комплекс указанной части Волго-Уральского региона представлен практически в том же объеме, однако наименование стратиграфических подразделений здесь иное: байкибашевская, старопетровская, салиховская и карлинская свиты (рис.2).

Нефтегазоносность. В разрезе осадочного чехла бассейна выделяют несколько нефтеносных и нефтегазоперспективных комплексов, каждый из которых характеризуется сходными условиями нефтегазонакопления и типами залежей УВ. Границы НГК проводятся по регионально выдержанным непроницаемым покрышкам. В качестве нефтематеринских пород рифей-вендского комплекса рассматриваются толщи калтасинской свиты нижнего рифея, а также глинистые отложения верещагинской и старопетровской свит верхнего венда. В палеозойской части в качестве НГМТ выступают отложения афонинского горизонта среднего девона, доманиковая высокоуглеродистая

формация верхнего девона-турне и угленосные породы верейского горизонта среднего карбона. В Бельской части, помимо перечисленных, имеются также нефтематеринские отложения кабаков-ской, ольховской и шиханской свит рифея. Основными коллекторами являются терригенные отложения верхнего венда, среднего девона, а также карбонатные толщи среднего-верхнего карбона и нижней перми. Покрышками служат аргиллиты верхнего венда, глинисто-карбонатно-кремни-стые толщи верхнего девона-турне, а также карбонатно-эвапоритовые отложения кунгурского яруса нижней перми.

Наличие значительного количества НГМТ в совокупности с благоприятными термобарическими условиями для образования жидких и газообразных УВ, присутствие в разрезе коллекторов и покрышек обусловили появление значительного числа месторождений нефти и газа на территории бассейна. Большинство из них приурочено к структурам, облекающим крупные выступы фундамента: Южно-Татарскому, Северо-Татарскому, Пермскому и Башкирскому сводам, Бирской и Косьвинско-Чусовской седловинам. Наибольшее количество залежей выявлено в отложениях среднего девона и нижнего-среднего карбона. В вышележащих толщах залежей УВ меньше -с верхнедевонско-турнейского комплекса до нижнепермского НГК происходит постепенное снижение количества выявленных залежей. По всей видимости, глинисто-карбонатные отложения верхнего девона-турне являются покрышкой, препятствующей свободному перемещению УВ.

В пределах Камской впадины КБА нефтегазоносность докембрийских отложений ВУ НГБ связана с кыквинскими и краснокамскими отложениями верхнего венда (Сивинское, Соколовское, Шарканское, Дебесское месторождения и др.). В рифейском комплексе наблюдались лишь незначительные нефте- и газопроявления, отмеченные в отложениях калтасинской свиты [2, 4].

На территории Бельской впадины КБА рифей-вендских нефтяных и газовых месторождений обнаружено не было. Однако нефте- и газопроявления представлены достаточно широко в отложениях калтасинской, тукаевской, ольховской и усинской свит рифея, а также в байкибашевских, салиховских и карлинских толщах верхнего венда [2, 4].

Геохимические особенности органического вещества и нефтей докембрийского возраста. Из истории геологического развития известно, что биотические сообщества архея-протерозоя представлены в основном бактериями, а также примитивными водорослями и простейшими (фито- и зоопланктон). Это отразилось в повсеместном преобладании гопанов над стеранами [10]. Накопление ОВ происходило исключительно в морской среде в условиях аридного и умеренного климата (за исключением времени Лапландского оледенения) [11, 12]. На это четко указывает также отношение трициклических терпанов 119/123, значение которого обычно ниже 0,5 [13].

Исходный тип керогена определяется как II - аквагенное (сапропелевое) ОВ. При этом геохимический облик исходного ОВ может быть нередко искажен происходившими в прошлом процессами преобразования НГМТ [14]. Поэтому в настоящее время можно наблюдать появление III и IV типов керогена, что, однако, противоречит составу биосферы того времени [10, 15, 16]. Противоречивость в определении обстановок накопления ОВ в докембрии отразилась и в распределении стеранов С27:С28:С29. Так, особенностью докембрийских нефтей является преобладание этилхо-лестана над собственно холестаном и метилхолестаном [17-19]. Обычно такое распределение характерно для гумусового ОВ. В качестве еще одной геохимической особенности древних нефтей выделяют наличие высоких концентраций монометилалканов (12-, 13-монометилалканы, 2-, 3-мо-нометилалканы [11, 20]) и диметилалканов (2,7-диметилалканы) [21]. Природа этого явления на данный момент до конца не ясна. Тем не менее очевидно, что наличие этих УВ соединений характерно лишь для узкого стратиграфического интервала (венд) и малого количества НГБ мира (Восточная Сибирь и Оман) [10]. Своеобразным маркером докембрийского ОВ является облегченный изотопный состав углерода. После проведенного анализа многочисленных публикаций выявлено, что большинство нефтей имеет значения показателя 513С от -30 до -31 %о. Такая особенность также объясняется природой исходного ОВ (аквагенное, бактериогенное). Отметим, что для большинства докембрийских нефтей отношение 515Nsed варьируется в диапазоне от 0 до +8 % [22].

По всей видимости, выявленные геохимические особенности свидетельствуют об агрессивности окружающей среды того времени [22-24], высокой солености вод [22], малом разнообразии живых организмов [11, 22, 25], малокислородном составе атмосферы [26] и затяжных эпохах оледенения Земли (Гренландское, Лапландское и др.) [11, 27].

Обсуждение результатов. Геохимический анализ нефтей PR2 и Pz изучаемого региона. Авторами были проведены геохимические исследования ОВ и нефтей из докембрийских и палеозойский отложений восточной части ВУ НГБ (табл.3). Выявлены степени катагенетической преобразованно-сти, источник нефти продуктивных комплексов V2-Pz, а также определены палеогеографические обстановки среды накопления исходного ОВ.

Таблица 3

Расчетные коэффициенты, полученные по результатам хромато-масс-спектрометрии нефтей и экстрактов

ш Среда Зрелость

Скважина, площадь Тип флюида Стратиграфический интер] Рг/РИ о /г о ■С П-1 ОЧ ОЧ г^ О О С28рр/С29рр БТЯ (4) DBT/P Ts/Tm ЫРЯ (1) МР1 1 (2) MDR (3)

Дебесская, 600 Э V2kг 0,3 0,66 0,48 0,06 0,1 0,14 0,6 0,04 0,4 1,0 0,4 0,3

Соколовская, 52 Н V2kг 1,13 0,86 0,85 0,1 0,1 0,15 0,7 0,08 0,4 0,8 0,7 2,8

Сивинская, 1 Н Dзtm 1,12 0,75 0,85 0,12 0,1 0,15 0,7 0,07 0,6 1,2 0,7 8

Кудымкарская, 1 Н Dзtm 0,89 0,76 0,85 0,06 0,5 0,3 0,8 1,1 0,23 0,7 0,5 1,8

Краснокамская, 207 Н Dзtm 1,13 0,73 0,65 0,11 0,5 0,4 0,7 0,64 0,65 0,6 0,5 2,5

Куединская, 2 Н D2ps 0,63 0,81 1,19 0,04 0,4 0,4 0,9 0,71 0,13 1,3 0,8 2,4

Касибская, 3 Н D2ps 1,29 0,67 0,53 0,17 0,6 0,3 0,7 0,65 0,6 0,6 0,5 3,2

Мишкинская, 185 Н Dзdm 0,55 1,02 1,76 0,02 0,7 0,4 0,9 1,3 0,09 1,6 0,9 1,4

Кулигинская, 61 Н D 0,68 0,79 1,13 0,05 0,5 0,3 0,9 - 0,19 - - -

Савино, 140 Н Ш 0,62 1,09 1,78 0,02 0,7 0,3 0,9 0,68 0,14 1,2 0,8 1,8

Гожанская, 3 Н СЛЪ 0,63 0,93 1,38 0,02 0,6 0,3 0,9 1,1 0,2 1,0 0,9 1,7

Красновишерская, 2.4 (1 экстр) Э V2kc 1,0 0,78 0,8 0,26 1,2 1,12 0,7 0,09 0,5 1,0 0,7 3,9

Красновишерская, 2.4 (Г) Э V2kc 0,24 0,95 1,0 0,1 1,2 1,1 0,6 0,06 0,5 1,1 0,9 2,2

Красновишерская, 2.4 (хол) Э V2kc 0,07 0,77 0,76 0,05 1,1 1,1 0,6 0,12 0,5 1,0 1,0 1,4

Красновишерская, 301-2 Э V2kc 0,23 0,56 0,54 0,07 0,9 0,85 0,7 0,03 0,5 2,6 0,9 5,0

Красновишерская, 301-2 (2 экстр) Э V2kc 1,04 0,79 0,79 0,3 1,1 1,12 0,7 0,1 0,5 1,1 0,7 3,4

Красновишерская, 301-2 (Г) Э V2kc 0,13 0,72 0,85 0,11 1,1 1,2 0,6 0,07 0,5 1,3 1,0 1,6

Красновишерская, 301-2 (хол) Э V2kc 0,04 0,72 0,67 0,04 1,0 1,0 0,6 0,07 0,5 0,8 0,9 1,3

Красновишерская, 301-26 Э V2kc 0,18 0,53 0,48 0,07 0,9 0,8 0,7 0,04 0,5 2,0 0,9 4,6

Примечание: Н - нефть; Э - экстракты; DBT - дибензотиофены; Г - фенантрен; Рг - пристан; Ph - фитан; П-С17-18 -нормальные алканы; С27:С28:С29 - стераны; 1:19/123 - хейлантаны; Т8/Тш - трисноргопаны.

Генетические особенности. Дадим характеристику генетических особенностей ОВ и нефтей (рис.3, а). Отношения DBT/P и Рг/РИ (рис.3, б) показывают, что ОВ венда относится к литофа-циальной зоне 2 (озерные бедные серой отложения). Здесь же расположены значения, полученные по результатам изучения нефтей V-Pz. Часть проб тяготеет к зоне 3 (морские глины и другие озерные отложения). Образцы ОВ доманиковых отложений ВУ НГБ [28] практически полностью расположены в зоне 1Б (морские карбонаты и морские мергели).

ТСОС сООЕ

' ей/ и !!'-!> н <\() ■ ([[' и еаонэиэпи

О О

"9 | "9

¿5 ЕЗ в а а

ен

Н

т а

£ £

I £

§ §

& о.

5 л

8 и

ь й,

§ о

< м

И и

о о

ет ет

« Я

.

к 8

о 3 Л

& Й Ш

8 Э §

о ю ь

Я и о

М Ы

О Й Й

с 8 3

2 & &

о 8 &

к к к

ООО

о о о

VI

Л

%

См

) е с а.

£

£ Р/

в

А *

о

Йи □

1

& ?!

д к о л ч

Ё В

2 ;

ч: и М м н

- - - к ^

О №

I ■ □

?1 Й °

Й | §

к 8 в

н и о ю и

и и о

К «О

■ -К -[л

ес!ся ккнхс!эд

Й 8 и

& И Й

т с

Ж

□

И К

О

(в! + 621 + 821) / (621 + 821) Ш.Я

л о

1) л

ю

к &

1) о и

о

л о

о

1)

1) 8 -8 »в

о «

I ^

£

ач

62Э / ¿20

\ \ % \ . \ ^ % \ \ \ <\ % \ ч \ <14. \ А* \ \\ л \ \\\\\ ^ \ \ Ь \ ^ х 1101 '*<№ иеяо1г<1о а ,_1_, ^Ге1 а V, % "ч ,\ т ооо л\ ё <<о \ \\ % ,-1 \ \\ ® 4 4 \\ & и*» ь \ 3 \\

Шл % ч\Ч чл V \ \\\ ^ \\ ч \ \ А \ \ \ \ \ \ \ \ \ \ • \ % ч \ \ \ V V ■ V \ \ - л* ' : \ \ ч *■"».». ч ч Ч \ \ \

«

Рч

¿!Э-н/л<1

Для генетической привязки исследуемых нефтей и корреляции ОВ-нефть также была использована тригонограмма отношения стеранов С27:С28:С29 (рис.3, в). Все исследованные образцы ОВ и нефтей подразделяются на четыре геохимические группы. В первую вошли нефти, отобранные из продуктивных интервалов докембрийского возраста, а также нефть Сивинского месторождения (D3tm). Для этих проб установлено резкое преобладание стерана С29. Другая группа представлена ОВ НГМТ верхневендского и верхнедевонского возрастов. Для нее характерно преобладание стерана С27, что связано с сапропелевым типом исходного ОВ [28]. Третья группа -образцы ОВ и нефтей доманиковых отложений Волго-Уральского и Тимано-Печорского НГБ, в которых увеличивается содержание стерана С29. Данная особенность объясняется смешанным (II/III типом исходного ОВ).

Изучаемые нами нефти образуют четвертую группу, расположенную между ОВ доманиковых отложений и нефтями протерозоя. Установлено, что все исследуемые нефти характеризуются значительными содержаниями этилхолестана С29. В общем объеме стеранов его доля варьируется от 51 до 88 % (рис.3, в). Данная особенность указывает на преимущественно древнее бактериогенное происхождение ОВ. Для проведения комплексной генетической характеристики изучаемых нефтей и ОВ нами также была построена диаграмма Кеннона - Кассоу (рис.3, г). Выяснено, что эти образцы находятся в зонах смешанного и морского ОВ, тогда как доманиковые имеют исключительно морской генезис. Интересно, что зрелость нефтей и ОВ (определяемая с помощью данного графика) закономерно увеличивается в зависимости от возраста вмещающих отложений.

Катагенетическая характеристика. Помимо генетических особенностей нами также была предпринята попытка определения степени зрелости нефтей на основе биомаркерных характеристик. С этой целью авторами проведен молекулярный анализ по методике, описанной Matthias Radke [31]. Рассчитаны следующие коэффициенты (табл.3):

где MP - метилфенантрены; P - фенантрен; MDBT - метилдибензотиофены.

Дальнейший расчет показателя Rm (Mean Vitrinite Reflectance) проводился по графикам, представленным в статье [32]. Градации катагенеза определялись по данным В.Т.Фролова (1992). Все исследуемые нефти были генерированы НГМТ на градациях катагенеза МК1-МК2. Отношение Ts/Tm также демонстрирует относительно высокую зрелость - значения данного показателя изменяются от 0,13 до 0,65 (табл.3). Выявленные значения в целом совпадают с положением катагене-тических зон, определенных ранее для RF-V [2, 4]. Тем не менее нельзя исключать влияние верх-недевонско-турнейских НГМТ, так как в близлежащих структурах (Соликамская депрессия, восточная часть Верхнекамской впадины, Бельская впадина и др.) присутствуют зрелые породы данного возраста. В связи с этим необходимо проводить комплексную возрастную характеристику источников УВ в изучаемой части бассейна.

Следующий график, косвенно указывающий на возраст НГМТ, строится на основании отношений стеранов С27/С29 и хейлантанов t19/t23 (рис.3, д). Указанные параметры определены авторами неслучайно, так как в данном случае они позволяют нам разделить ОВ на чисто морское и чисто континентальное. Также выделяется и своеобразная «зона противоречий», при которой отношение трициклических УВ будет указывать на аквагенное происхождение ОВ, а стераны - на древность. В результате при нанесении полученных значений на график исследуемые нами нефти и битумоиды вновь попали в область древнего морского ОВ.

Для большей достоверности полученных результатов авторами был построен еще один график, также основанный на отношении стеранов С28 и С29 и хейлантанового индекса (рис.3, е),

По данным Т.В.АЬау [32] анализ распределения значений указанных коэффициентов позволяет определить возрастную привязку НГМТ, генерировавших флюид. Интересно, что на данном графике практически все (за исключением нефти Чутырского месторождения) изучаемые образцы

MPR = [2 - MP]/[1 - MP]; MPI 1 = 1,5 ([2 - MP] + [3 - MP])/([P] + [IMP] + [9 - MP]); MDR = [4 - MDBT]/[1 - MDBT],

(1) (2) (3)

ETR = (t28 + t29)/(t28 + t29 + Ts).

(4)

также оказались в зоне, отвечающей возрастному интервалу - нижний палеозой и древнее (рис.3, е). Поскольку в разрезе осадочных отложений изучаемой части Волго-Уральского бассейна толщи нижнего палеозоя не выявлены, не остается сомнений в том, что данные нефти были генерированы ОВ докембрия. Древнее ОВ и генерированные им УВ соединения характеризуются наличием изотопно легкого углерода. В восточной части Волго-Уральского НГБ такие нефти встречены на месторождениях Соколовское, Сивинское, Дебесское (513С от -31 до -30 %о). Углерод ОВ палеозоя изотопно более тяжелый (513С от -27 до -28 %) [33]. Данная особенность позволяет проводить корреляцию по типу нефть - ОВ НГМТ. На основе ретроспективных данных [33] также был проведен подобный анализ. Выяснилось, что в нефтях отложений среднего-верхнего девона и нижнего карбона показатель 513С варьируется в пределах от -27,3 до -30,5 %, в среднем не превышая значений -29 %. Изотопно легкий углерод в нефтях палеозойской части разреза свидетельствует о наличии УВ, генерированных древними (докембрийскими) НГМТ. Эти особенности (тип ОВ, ТОС0, НЪ) были использованы в моделировании при выявлении источников УВ месторождений изучаемой части бассейна. Анализ результатов моделирования проводился с учетом выявленной связи между нефтями протерозоя и палеозоя.

Результаты бассейнового моделирования. Модели по четырем региональным профилям, расположенным в Бельской и Камской частях КБА (см. рис.1, 2), построены с учетом истории тектонического развития, палеогеографических особенностей образования и дальнейшего преобразования (эрозионные события) толщ осадочного чехла бассейна. Модель была скалибрована по значениям современных пластовых температур и показателю отражения витринита (см. табл.2, рис.4). Таким образом, эти модели корректны и могут быть рассмотрены при изучении процессов генерации, миграции и аккумуляции УВ в исследуемой части бассейна.

По результатам проведенного моделирования получены значения температурного градиента для разных частей бассейна. Сводовые части характеризуются наибольшими значениями температурного градиента, особенно в самой верхней их части, где вниз по разрезу идет постепенное снижение показателя (своды Башкирский - 2,4-3,3 и Южно-Татарский - 2,0-3,1 °С/100 м). Высокими значениями характеризуются крупные впадины Благовещенская и Верхнекамская от 2,7 до 2,93 м и от 2,6 до 3,4 °С/100 м. Чуть ниже уровень данного показателя в Бымско-Кунгурской впадине и Юрюзано-Сылвенской депрессии. Самые низкие значения прогнозируются для Салмышской впадины и Бирской седловины - в пределах 1,0-2,5 °С/100 м. Проведена оценка степени катагенети-ческой преобразованности отложений по разрезам. Главные зоны нефтеобразования (ГЗН) и газообразования (ГЗГ) расположены в интервале глубин от 1,6 до 4,1 км в северной части и от 1,6 до 5,8 км в южной. Максимальные градации катагенеза достигаются на глубинах > 5 км у Камской и > 6,6 км у Бельской впадин КБА. Разница в температурном режиме связана в первую очередь с мощностью осадочного чехла, значительные интервалы ГЗН и ГЗГ в пределах Бельской впадины обусловлены близостью Предуральского краевого прогиба. Степень зрелости ОВ НГМТ по площади оценивалась по результатам бассейнового моделирования с учетом данных пиролиза из фондовых и ретроспективных источников [8, 34, 35]. Корректировка границ выделенных катагенети-ческих зон производилась с помощью структурных карт. В результате построены карты-схемы катагенеза для кровли отложений нижнего рифея (RFlkl) (рис.5, а) и верхнего венда (У2\т, V2sp) (рис.5, б).

Степень катагенетической преобразованности ОВ отложений рифея зависит от глубины их максимального погружения. Увеличение метаморфизма ОВ идет в юго-восточном направлении, достигая максимума в пределах Бельской впадины (ГЗГ). Большая же часть изученных отложений находится в пределе ГЗН.

Вендские толщи характеризуются меньшей преобразованностью - метаморфизм ОВ увеличивается в восточном и юго-восточном направлениях. Наименее преобразованные толщи расположены в северо-западной части исследуемого региона - здесь градации катагенеза не превышают значений ПК3. Далее на восток развивается зона МК1, которая постепенно сменяется на МК2. На востоке, в пределах Юрюзано-Сылвенской депрессии и Соликамской впадины, значения степени преобразованности ОВ достигают градаций МК3 и выше. Значительная часть площади развития вендского комплекса отложений, как и у рифея, расположена в пределах ГЗН.

Ю

Показатель отражения витринита Ко, %

0,50 1,00 1,502,00 3,00 ■ I

Показатель отражения витринита Ко, %

2000

яГ н

ё Е? и

3000

Ельниковское

Температура, °С

100 200 300

2000

яГ н

ё &

и

3000

Температура, °С 100 200 300

Кушкульская

Рис.4. Примеры калибровочных графиков по значениям показателя отражения витринита и пластовой температуры

Вышележащие комплексы среднего девона-перми в пределах района исследований преобразованы значительно меньше. Большая часть верхнедевонско-турнейского комплекса, рассматриваемого в качестве НГМТ, расположена в зонах МК1, увеличение зрелости происходит во впадинах (Верхнекамская и Благовещенская), а также в восточном и юго-восточном направлениях, где рассматриваемые толщи преобразованы до МК2-МК3. Нефтегазоматеринские породы среднего карбона по результатам проведенного моделирования на большей части территории не вошли в зону генерации нефти и газа, однако в пределах Благовещенской и Верхнекамской впадин степень преобразованности этих отложений достигает стадии МК1 (рис.5). Таким образом, наиболее интенсивные процессы генерации были развиты в НГМТ рифея-венда.

Изучая процессы, происходящие в нефтяных системах, особое внимание следует уделить времени генерации, миграции и аккумуляции, а также формированию ловушек. Проявление того или иного процесса зависит от истории геологического развития региона, а именно от скорости осад-конакопления, времени и мощности эрозионных процессов, локальных и региональных изменений температурного поля.

По результатам бассейнового моделирования НГМТ калтасинской свиты начали генерировать жидкие и газообразные углеводороды еще в конце раннего рифея. При этом в Бельской части генерация продолжилась вплоть до позднего рифея. Предвендское несогласие привело к приостановке генерации толщами рифея. Последующее нефте- и газообразование приходится уже на поздний карбон-пермь в Камской и на ранний карбон в Бельской впадинах [36]. НГМТ верхнего венда и частично девона также достигают уровня, необходимого для начала генерации УВ, при этом образование нефти и газа продолжается (рис.6, 7).

0,50

1.00 1.50

0

0

000

1000

2000

2000

3000

3000

4000

4000

5000

5000

0

0

0

0

1000

000

4000

4000

5000

5000

к

>>

т

I § § ^

К О

& 3

§ I

аб

I

I § § ^

я « & Е и о я в и К К О

□ДНЯ

§ I

• ®

V©

м

ен

лз § «

^ I

"г? и - £ н

ее лн

ое рр

& и о I пе

а ел зе ет ни ел

та ч кв

ы те тт ра ар аза

.о

^ к

.с й ис йи

Рн

а

—1— 1500 —1— 1200 п-Г 900 600

Позднепротерозойская 1 500 1 1 400 1 1 1 Млн лет

Рифейская 450 350 300 250 200 150 100 50 ма

№ № Палеозойская Мезозойская Кайнозойская

Венд ская Кембрийская Ордовикская Силу рии-ская Девонская Каменноугольная Пермская Триасовая Юрская Меловая Палеогеновая Нео у/

V У2 О1 о2 Оз О, 2 Ъз С1 С2 С2 С Р1 Рз Г1-2 Та .ь Ьз К1 К2 Р8 N /

1 1 Нефтематеринские толщи

Коллекторы

1 1 1 1 Флюидоупоры

И * Время формирования ловушек

М^г + аг 2 " 1 Критический момент

\ Л 1 + Миграция

м V ■ ;н

* Ф М Нефтегазосность

К1 ■ Э Э ИМ II Э Э Эрозионные события/разломы

Тектонически экранирование Стратиграфически экранирование ч Приуроченные к рифовому массиву ППластово-сводовые Формирование разломов ф Нефть

б

1 1 1500 1200 —1-1- 900 600

Поз днепр отер оз о йс кая Рифейская 1 1 1 500 450 400 1 1 350 300 11111 250 200 150 100 50 Ма Млн лет

№ № Палеозойская Мезозойская Кайнозойская

Вендская Кембрий- Ордовикская Силу рнй ская Девонская Каменноугольная Пермская Триасовая Юрская Меловая Палеогеновая Нео-

У1 V, О1 О2 Оз 81 О, Оз с, с. С Р1 Й Г1-2 Та .ь Ьз К1 К2 Р8 N

1 1 1 1 1 1 Нефтематеринские толщи

Коллекторы

1 1 1 1 1 1 Флюидоупоры

кг О КГ^п Л 1 * У2ЙР Время формирования ловушек Генерация

кш ВДо1 г М м и и I \— г3йп ■4— -1 -1 - У2 ■ Миграция

• • « • ф • • • Нефтегазосность

\ Э Э Э ¡14 II Э Э В>розионные событая/разломы

3 Тектонически экранирование 5КЕ* Стратиграфически ла* Приуроченные к К экранирование рифовому массиву ^^^ Пластово-сводовые ^ Формирование разломов ф Нефть Эрозионные события фГаз

Рис.7. Шкала событий, построенная по результатам 2D-бассейнового моделирования для Камской (а), Бельской (б) частей КБА

Длительность процессов нефте- и газообразования обусловила значительную преобразован-ность НГМТ КБ-У. Так, степень трансформации НГМТ рифея достигает в Камской впадине значений 85-90 %, в Бельской впадине рифей полностью исчерпал свой потенциал. Индекс трансформации вендских нефтематеринских толщ в северной (Камской) части КБА приблизительно равен 50-60 %, в южной части значения варьируются в интервале от 31 до 97 %. Наименее преобразованными являются породы верхнего девона-турне, максимальная степень трансформации этих толщ равна 52 %, но в большинстве своем не превышает 30 %. Таким образом, НГМТ рифея-венда к настоящему времени практически полностью выработали свой нефтегенерационный потенциал. Доманиковые толщи, напротив, имеют высокий потенциал к генерации жидких и газообразных УВ, однако степень их выработанности на большей части исследуемой площади довольно низкая [37], что вызывает сомнения в вопросе о превалировании данного источника при формировании месторождений УВ в указанной части Волго-Уральского бассейна.

Формирование прогнозных скоплений жидких и газообразных УВ в северной и южной частях исследуемой территории происходило многоэтапно. В южной (Бельской) части миграция флюидов, генерированных НГМТ калтасинской свиты, началась еще в конце раннего рифея. В это время происходит формирование преимущественно нефтяных залежей в отложениях саузовской и ашит-ской подсвит. В среднем рифее содержание в них газа существенно увеличивается, новые скопления формируются в тукаевской свите. К концу позднего рифея происходит увеличение общего

объема аккумулированного флюида, а также появляются новые залежи в отложениях усинской и леонидовской свит. Во второй половине позднего венда УВ заполняют ловушки в байкибашев-ских, салиховских и карлинских толщах. Ближе к концу девона залежи нефти образуются в терри-генном девоне. В среднем-позднем карбоне происходит заполнение сначала бобриковских, а затем башкирских резервуаров. Скопления УВ в отложениях нижней перми формируются в самом конце палеозойского этапа развития, а также в современное время.

В северной (Камской) части бассейна процессы образования залежей УВ происходили несколько по-иному. По причине того, что мощность осадочного чехла достаточно меньше, чем в южной части, процессы генерации, миграции и аккумуляции УВ были более «растянутыми» по времени. Заполнение ловушек в отложениях калтасинской свиты отмечалось также в конце раннего рифея. В венде, во время активизации общего погружения бассейна, эти процессы продолжились, однако имели скорее инерционный характер. Заполнение резервуаров V2 происходило в конце позднего венда и в дальнейшем в позднем палеозое.

В девоне-перми залежи были сформированы также в отложениях среднего-верхнего девона и нижнего-среднего карбона. В отличие от южной части ВУ НГБ, преимущественным типом флюида для всех залежей здесь является нефть. Важным вопросом анализа результатов моделирования является определение типов и времени формирования ловушек. Тектонически экранированные ловушки были образованы в конце раннего карбона и в поздней перми. Образование стратиграфически экранированных ловушек связано с крупнейшими эрозионными событиями, происходившими в среднерифейско-ранневендское время, а также в раннем палеозое. Отмечаются ловушки, приуроченные к рифовым постройкам, сформировавшимся в позднем девоне - раннем карбоне (в пределах Камско-Кинельской системы прогибов) и в ранней перми. Моделирование было проведено по нескольким сценариям - с наличием НГМТ в RF-V комплексе и без. Установлено, что при втором варианте прогнозные скопления УВ практически не образуются (даже при содержании в доманиковых НГМТ TOC = 10 %, HI = 710 мгУВ/гТОС и мощности > 30 м). Решающим фактором в процессе генерации УВ является фактор преобразованности НГМТ.

В восточной части исследуемой территории отмечаются зоны аккумуляции УВ, генерированных не только НГМТ RF-V, но и углеродистыми толщами Dsfb-Cit. Накопление жидких и газообразных УВ происходит в отложениях московского яруса среднего карбона и ассель-артинских отложениях нижней перми. Прогнозируемые скопления нефти и газа в изученной части разреза совпали с положением реальных залежей и месторождений УВ на рис.6. В обеих впадинах КБА начиная с отложений рифея и заканчивая толщами нижнего карбона выделяется единая нефтяная система, в которой в качестве основных НГМТ рассматриваются толщи RF-V, коллектора приурочены к терригенному комплексу среднего девона, а покрышкой служат горные породы верхнего девона-турне. Такая нефтяная система характерна преимущественно для западных и центральных областей КБА и вышележащих комплексов. В восточной части бассейна, в непосредственной близости к Предуральскому краевому прогибу, отложения верхнего девона-турне выступают уже не в роли покрышек, а в качестве НГМТ, что связано с их большей погруженностью и наличием зон, отвечающих ГЗН и ГЗГ. При этом они также остаются надежным флюидоупором для УВ, генерированных НГМТ RF-V.

Существование единой нефтяной системы контролируется также и другим важным фактором - наличием флюидоупора между протерозойским и палеозойским комплексами. В качестве указанного элемента нефтяной системы зачастую рассматриваются глинистые породы верхнего венда - толщи верещагинской и старопетровской свит. Однако данные отложения в течение геологической истории развития региона подвергались различным эрозионным процессам, что обусловило ограниченность их распространения по площади, а также их практически полное отсутствие в западных частях бассейна. Отсутствие надежных флюидоупоров в венде могло способствовать перетоку УВ в вышележащие продуктивные комплексы, а также формированию единой нефтяной системы от рифея-венда до верхнего девона-турне. При этом интересным дополнением к выдвинутой гипотезе является факт единства гидродинамической системы между рифей-вендским глинисто-карбонатным комплексом и терригенным комплексом среднего девона [4, 38, 39].

По результатам проведенного моделирования выявляются два источника УВ в восточной части ВУ НГБ - НГМТ рифей-вендского и среднефранско-турнейского возраста. Эти выводы, подкрепленные данными геохимического анализа, проведенного ранее, позволяют нам отметить существенное влияние докембрийских НГМТ на формирование нефтегазоносности восточной части ВУ НГБ.

Заключение. Получены следующие выводы:

• В разрезе рифейских отложений Камской впадины и вышележащих комплексах венда-палеозоя выделяются НГМТ - RFikl, V2vr, D3fr2-Cit, в Бельской - RFikb, RF20I, RF3sn, V2sp. Продуктивные интервалы связаны с отложениями V2kr, D2ps, Cibb, C2m (на севере) и RF2tk, RF20I, RF2US, V2bc, V2SI, V2kr, D2ps, Cibb, C2m, Pias,sm,ar (на юге).

• По отношениям стеранов, хейлантанов и нормальных алканов установлена генетическая связь между вендскими и палеозойскими нефтями и органическим веществом докембрия.

• Бассейновое моделирование позволило сделать заключение о том, что НГМТ RF-V комплекса оказывали существенное влияние на формирование нефтегазоносности исследуемого региона.

• Зонами аккумуляции УВ, генерированных НГМТ RF-V, являются прибортовые и приподнятые зоны КБА.

• На основе геолого-геохимических данных в восточной части ВУ НГБ выделена единая нефтяная система - от RFi до D3-C1.

Показано, что отложения осадочного чехла рифей-каменноугольного возраста в пределах восточной части ВУ НГБ следует рассматривать как части единой нефтяной системы. Нефть и газ, накопившиеся в отложениях девонско-каменноугольного возраста, были сгенерированы как ри-фей-вендскими, так и палеозойскими толщами. Причем вклад докембрийских НГМТ велик настолько, что исключение их из моделирования приводит к отсутствию наблюдаемой нефтегазо-носности палеозоя.

Геохимически (по отношениям стеранов, хейлантанов и нормальных алканов) показана генетическая связь нефтей палеозойских и протерозойских коллекторов с ОВ докембрийских НГМТ. Предложена непротиворечивая модель формирования нефтегазоносности исследованной части ВУ НГБ.

ЛИТЕРАТУРА

1. Сергеева Н.Д., Пучков В.Н. Стратиграфическая схема рифея и венда Волго-Уральской области (изменения и дополнения) // Геологический сборник № 12. Информационные материалы. СПб., 2015. С. 3-22.

2. Гиниятова Л.Ф., Башкова С.Е., Карасева Т.В. Анализ развития рифей-вендских отложений северо-восточной части Волго-Уральской НГП в связи с их нефтегазоносностью // Вестник Пермского университета. Геология. 2017. Т. 16. № 3. С. 275-282. DOI: 10.17072/psu.geol.16.3.275

3. Кожанов Д.Д., БольшаковаМ.А., ХоптаИ.С. и др. Геолого-геохимические условия формирования нефтегазоносности рифей-вендских отложений северной части Волго-Уральского нефтегазоносного бассейна // Георесурсы. 2021. Т. 23. № 2. С. 73-86. DOI: 10.18599/grs.2021.2.7

4. ПроворовВ.М., НегановВ.М., Передреева Г.Л. и др. Перспективы нефтегазоносности рифейвендских отложений Бед-ряжской площади и сопредельных районов Калтасинского авлакогена // Вестник Пермского университета. Геология. 2007. Вып. 4 (9). С. 32-45.

5. Лозин Е.В. Глубинное строение и нефтегазоносность Волго-Уральской области и смежных территорий // Литосфера. 2002. № 3. С. 46-48.

6. Постников Д.В., Удовиченко Э.М. Анатектиты и метасоматиты в составе отложений докембрия северных районов Русской платформы // Доклады Академии наук СССР. 1969. Т. 184. № 3. С. 672-675.

7. Allen P.A., Allen J.R. Basin Analysis: Principles and Application to Petroleum Play Assessment. Wiley-Blackwell, 2013. 632 p.

8. КаневА.С., ФортунатоваН.К., Швец-Тэнэта-Гурий А.Г. Перспективы нефтеносности отложений доманикового типа Волго-Уральской нефтегазоносной провинции // Новые направления нефтегазовой геологии и геохимии. Развитие геологоразведочных работ. Сборник научных статей, 24-26 ноября 2017, Пермь, Россия. Пермь: Пермский государственный национальный исследовательский университет, 2017. С. 139-148.

9. МасагутовР.Х., МинкаевВ.Н., Илеменова О.Д. Комплексное геолого-геохимическое изучение доманиковых отложений Волго-Уральской нефтегазоносной провинции (на примере Башкортостана) // Актуальные проблемы нефтегазовой отрасли. Сборник докладов научно-практических конференций журнала «Нефтяное хозяйство» 2017 г. М.: Изд-во «Нефтяное хозяйство», 2018. С. 65-78.

10. Конторович А.Э., Трофимук А.А., Башарин А.К. и др. Глобальные закономерности нефтегазоносности докембрия Земли // Геология и геофизика. 1996. Т. 37. № 8. С. 6-42.

11. Ситар К.А., Георгиевский Б.В., БольшаковаМ.А., СауткинР.С. Комплексная оценка условий формирования нефте-газоматеринского потенциала отложений неопротерозоя // Георесурсы. 2022. Т. 24. № 2. С. 47-59. DOI: 10.18599/grs.2022.2.8

12. Young G.M. Aspects of the Archean-Proterozoic transition: How the great Huronian Glacial Event was initiated by rift-related uplift and terminated at the rift-drift transition during break-up of Lauroscandia // Earth-Science Reviews. 2019. Vol. 190. P. 171-189. DOI: 10.1016/j.earscirev.2018.12.013

13. Peters K.E., Walters C.C., Moldowan J.M. The Biomarker Guide. Cambridge: Cambridge University Press, 2004. Vol. 2. Biomarkers and Isotopes in Petroleum Systems and Earth History. 1155 p. DOI: 10.1017/CB09781107326040

14. McKirdy D.M., Hahn J.H. Composition of Kerogen and Hydrocarbons in Precambrian Rocks // Mineral Deposits and the Evolution ofthe Biosphere. Dahlem Workshop Report. Berlin: Springer, 1982. Vol. 3. P. 123-154. DOI: 10.1007/978-3-642-68463-0_8

15. Agrawal V., Sharma S. Testing Utility of Organogeochemical Proxies to Assess Sources of Organic Matter, Paleoredox Conditions, and Thermal Maturity in Mature Marcellus Shale // Frontiers in Energy Research. 2018. Vol. 6. № 42. DOI: 10.3389/fenrg.2018.00042

16. Woltz C.R., Porter S.M., Agic H. Total organic carbon and the preservation of organic-walled microfossils in Precambrian shale // Geology. 2021. Vol. 49. № 5. P. 556-560. DOI: 10.1130/G48116.1

17. Melnik D.S., Parfenova T.M. Aromatic Hydrocarbons and Dibenzothiophenes from the Late Neoproterozoic Khatyspyt Formation (Siberian Platrofm) // 30th International Meeting on Organic Geochemistry, 12-17 September 2021, Montpellier, France. European Association of Geoscientists & Engineers, 2021. Vol. 2021. 2 p. DOI: 10.3997/2214-4609.202134203

18. Parfenova T.M., Melnik D.S. First insights into organic geochemistry of the Late Neoproterozoic Kharayutekh formation, Northeastern Siberia // 30th International Meeting on Organic Geochemistry, 12-17 September 2021, Montpellier, France. European Association of Geoscientists & Engineers, 2021. 2 p. DOI: 10.3997/2214-4609.202134024

19. Spaak G., Weijers J., AkbasF. et al. Significance of long chain alkylated aromatic compounds for Neoproterozoic-Cambrian petroleum systems // Third EAGE Geochemistry Workshop. European Association of Geoscientists & Engineers, 2021. 6 p. DOI: 10.3997/2214-4609.2021623003

20. Дахнова М.В., Жеглова Т.П., Можегова С.В. Генерационные характеристики ОВ и распределение биомаркеров в битумоидах нефтематеринских пород рифея, венда и кембрия Сибирской платформы // Геология и геофизика. 2014. Т. 55. № 5-6. С. 953-961.

21. Каширцев В.А., Советов Ю.К., Костырева Е.А. и др. Новый гомологический ряд молекул-биометок из вендских отложений Бирюсинского Присаянья // Геология и геофизика. 2009. Т. 50. № 6. С. 698-702.

22. Craig J., Biff U., Galimberti R.F. et al. The palaeobiology and geochemistry of Precambrian hydrocarbon source rocks // Marine and Petroleum Geology. 2013. Vol. 40. P. 1-47. DOI: 10.1016/j.marpetgeo.2012.09.011

23. Swanner E.D., Maisch M., Wu W., Kappler A. Oxic Fe(III) reduction could have generated Fe(II) in the photic zone of Precambrian seawater // Scientific Reports. 2018. Vol. 8. № 4238. DOI: 10.1038/s41598-018-22694-y

24. Tosca N.J., Jiang C.Z., Rasmussen B., Muhling J. Products of the iron cycle on the early Earth // Free Radical Biology and Medicine. 2019. Vol. 140. P. 138-153. DOI: 10.1016/j.freeradbiomed.2019.05.005

25. Dongya Zhu, Quanyou Liu, Jingbin Wang et al. Transition of seawater conditions favorable for development of microbial hydrocarbon source - Reservoir assemblage system in the Precambrian // Precambrian Research. 2022. Vol. 374. № 106649. DOI: 10.1016/j .precamres.2022.106649

26. КузнецовВ.Г. Геохимические обстановки седиментации докембрия // Литология и полезные ископаемые. 2020. № 2. С. 117-130. DOI: 10.31857/S0024497X20010036

27. Peng Liu, Yonggang Liu, Yiran Peng et al. Large influence of dust on the Precambrian climate // Nature Communications. 2020. Vol. 11. № 4427. DOI: 10.103 8/s41467-020-18258-2

28. Орлова А.Ю., Хисамов Р.С., Базаревская В.Г. и др. Геохимия органического вещества отложений карбонатного девона Южно-Татарского свода // Георесурсы. 2021. Т. 23. № 2. С. 87-98. DOI: 10.18599/grs.2021.2.8

29. Bazhenova O.K., Bazhenova T.K., Fadeeva N.P. Upper Proterozoic Formations of Russian Plate-Independent Petroleum Systems // 67th EAGE Conference & Exhibition, 13-16 June 2005, Madrid, Spain. European Association of Geoscientists & Engineers, 2005. DOI: 10.3997/2214-4609-pdb.1.P143

30. Бушнев Д.А., Смирнов М.Б., Бурдельная Н.С., Валяева О.В. Молекулярные и структурно-групповые особенности нефтей верхнего девона Тимано-Печорской провинции // Геохимия. 2017. № 9. С. 811-823. DOI: 10.7868/S0016752517080027

31. Radke M. Application of aromatic compounds as maturity indicators in source rocks and crude oils // Marine and Petroleum Geology. 1988. Vol. 5. Iss. 3. P. 224-236. DOI: 10.1016/0264-8172(88)90003-7

32. Abay T.B., Fossum K., Karlsen D.A. et al. Petroleum geochemical aspects of the Mandawa Basin, coastal Tanzania: the origin of migrated oil occurring today as partly biodegraded bitumen // Petroleum Geosience. 2021. Vol. 27. Iss. 1. № petgeo2019-050. DOI: 10.1144/petgeo2019-050

33. Галимов Э.М., Винниковский С.А., ПьянковН.А., КузнецоваН.Г. Генетические типы нефтей Пермского Прикамья по изотопному составу углерода // Геология нефти и газа. 1972. № 1. С. 33-39.

34. Козлова И.А., Шадрина М.А. Геолого-геохимическая оценка возможности нефтегазообразования в верхнепротерозойских отложениях на территории Пермского края // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология, нефтегазовое и горное дело. 2013. Т. 12. № 8. С.18-27.

35. Баженова Т.К. Нефтегазоматеринские формации древних платформ России и нефтегазоносность // Нефтегазовая геология. Теория и практика. 2016. Т. 11. № 4. 29 с. DOI: 10.17353/2070-5379/45_2016

36. Кузнецов Н.Б., Керимов В.Ю., Осипов А.В. и др. Эволюция, геодинамика поднадвиговых зон Предуральского краевого прогиба и геомеханическое моделирование формирования скоплений углеводородов // Геотектоника. 2018. № 3. С. 3-20. DOI: 10.7868/S0016853X18030013

37. Prischepa O., Nefedov Y., Nikiforova V., Ruiming X. Raw material base of Russia's unconventional oil and gas reserves (hydrocarbons shale strata) // Frontiers in Earth Science. 2022. Vol. 10. 22 p. DOI: 10.3389/feart.2022.958315

38. Корякин С.Ю., Львовская Я.Л. Прогноз нефтегазоносности слабоизученной территории восточной части Ракшин-ской седловины, Висимской моноклинали и южного окончания Камского свода на основе седиментационного и бассейнового моделирования // Геология нефти и газа. 2022. № 5. С. 31-38. DOI: 10.31087/0016-7894-2022-5-31-38

39. Koryakin S. Yu., Lvovskaya Ya.L., Vinokurova E.E. et al. Forecast of Oil and Gas Potential of the Devonian Terrigenous Complex in Central Part of the Perm Region Based on the Results of Sedimentation and Basin Modeling // Geomodel, 6-10 September 2021, Gelendzhik, Russia. European Association of Geoscientists & Engineers, 2021. Vol. 2021. 6 p. DOI: 10.3997/2214-4609.202157028

Авторы: Д.Д.Кожанов, аспирант, [email protected], https://orcid.org/0000-0002-2641-918X (Московский государственный университет имени М.В.Ломоносова, Москва, Россия), М.А.Большакова, канд. геол.-минерал. наук, ведущий научный сотрудник, https://orcid.org/0000-0001-9240-291X (Московский государственный университет имени М.В.Ломоносова, Москва, Россия).

Авторы заявляют об отсутствии конфликта интересов.