CC BY
29
УДК 552.578.2.061.32:551.736(470.1)
ПЕРМСКИЕ ОТЛОЖЕНИЯ ЮГО-ВОСТОКА КОРОТАИХИНСКОЙ ВПАДИНЫ: УГЛЕПЕТРОГРАФИЯ, ГЕОХИМИЯ И НЕФТЕГАЗОГЕНЕРАЦИОННЫЙ ПОТЕНЦИАЛ
© 2017 г. I О.С. Котик', И.С. Котик1,Т.Г. Каргиева2
;ФГБУН «Институт геологии Коми НЦУрО РАН», Сыктывкар, Россия, olya.procko@gmail.com, ¡skotik@geo.komisc.ru; "'ООО «Шелл НефтеГаз Девелопмент(П)», Москва, Россия, kargiaty@mail.ru
PERMIAN DEPOSITS OF THE SOUTH-EAST OF КО ROTAIKHIN SKAYA DEPRESSION: COAL PETROGRAPHY, GEOCHEMISTRY AND OIL-AND-GAS GENERATION POTENTIAL
© 2017 I O.S. Kotik1,1.S. Kotik1, T.G. Kargieva'
1FGBUN "Institute of Geology of the Komi Science Center of the Ural Branch of the Russian Academy of Sciences", Syktyvkar, Russia, olya.procko@gmail.com, iskotik@geo.komisc.ru;
*000 "Shell NefteGaz Development (II)" Moscow, Russia, kargiaty@mail.ru
Поступила 28.04.2017 г. Принята к печати 07.07.2017 г.
Ключевые слова: пермские отложения; органическое вещество; отражательная способность витринита; водородный индекс; тип керогена; битумоиды; н-алканы.
В статье представлены результаты геохимических и углепетрографических исследований пермских отложений юго-восточной части Коротаихинской впадины. Породы лекворкутской (PJv) и силовской (P2sl) свит характеризуются близким составом микрокомпонентов с преобладанием группы витринита и значительно большим содержанием липтинита (до 20%) в верхнепермских породах. По результатам пиролитических исследований определено, что ОВ пород PJv представлено керогеном III-IV типов с низким остаточным генерационным потенциалом (HI < 50 мг УВ/г С^,), a P,sl — керогеном 11-111 типов с хорошим УВ-потенциалом (HI = 161-357 мг УВ/г С001). Данные отражательной способности витринита (Ra) свидетельствуют о высокой катагенетической преобразованное™ органического вещества пород PJv, соответствующей градациям МК,-МК3 (R0 = 0,75-1%) на западе исследуемой территории и МК,, (R„ = 1,75-1,95%) на востоке с локальными проявлениями аномально высоких значений зрелости до градаций АК (R0 > 2 %). Отложения P2sl достигли главной зоны нефтегенерации с уровнем преобразованное™ ОВ до градации МКг-МК3 (Rc, = 0,8-0,85%). Характер распределения н-алканов и изопреноидов в УВ-фракции битумоидов свидетельствует о значительной доле гумусового ОВ в составе исходной биомассы с вкладом сапропелевой составляющей, возрастающей в глинистых породах нижней перми.
Received 28.04.2017 Accepted for publishing 07.07.2017
Key words: permian deposits; organic matter; vitrinite reflectance; hydrogen index; type of kerogen; bitumoid; n-alkanes.
The article presents the results of geochemical and coal penological research of Permian deposits in the southeastern part of Koro-taikhinskaya depression. The lekvorkutskaya (P,lv) and sylovskaya (P?sl) suites are characterized by a similar maceral composition with the predominance of vitrinite group and larger content of liptinite (20 %) in Upper Permian rocks. The Rock-Eval pyrolysis analyses show that the organic matter of PJv deposits has type III-IV kerogen with a low generation potential (HI < 50 mg HC/g TOC), and the organic matter of P,sl deposits has type ll-lll kerogen with a good hydrocarbon potential (HI — 161-357 mg HC/g TOC). R0data show the catagenetic transformation of organic matter of Pjlv deposits according to the gradation MK_,-MK3 (R„ — 0.75-1 %) in the west and gradation MIC, (R0 — 1.75-1.95 %) in the east of the studied area with local abnormally high values of maturity to gradation AK (R0 > 2 %). The P2sl deposit reached the main oil generation zone, and catagenetic transformation of organic matter has gradation МК_,-МКЛ (R0 — 0.8-0.85 %). The distribution of n-alkanes and isoprenoids in the hydrocarbon fraction of bitumen shows a significant proportion of humic organic matter with the contribution of sapropel compounds increasing in Lower Permian clay rocks.
Территория Коротаихинской впадииы является одной из слабоизученных с точки зрения вопросов геохимии, типа вмещающего ОВ и нефтегазогенера-ционного потенциала осадочных комплексов. Результаты органической геохимии пермских отложений по немногочисленным скважинам и естественным обнажениям освещены в ряде работ [1,2,8]. В последние годы отложениям, подобным рассматриваемому
комплексу (не только газоматеринским, но и нефте-материнским), уделяется большое внимание многих исследователей. За последние 30 лет появилось большое число работ по вопросу возможности генерации нефтяных УВ углями [14, 15, 19, 20, 22]. Пермские отложения, рассматриваемые авторами статьи, характеризуются повышенной угленосностью разреза и соответственно высоким содержанием ОВ. Однако
ГЕОЛОГ! 1Я л
неаэтиигдэА
ие любое ОВ способно генерировать УВ — особенно это касается нефтяных. На возможность генерировать УВ влияют тип исходного ОВ, соотношение его микрокомпонентов и уровень катагенетической преобразованное™. Для получения этой необходимой информации были проведены комплексные исследования, результаты и обсуждения которых даны в настоящей статье. Комплекс углепетрографических и геохимических исследований позволил получить взаимодополняющую информацию и дать оценку генерационным способностям нефтегазоматеринских пород угленосного комплекса.
Геологическое строение района исследований
Исследуемая территория расположена в юго-восточной части Коротаихинской впадины в пределах структур II порядка — Верхневоркутской зоны дислокаций (западная часть) и Пестан шорской склад-чато-надвиговой зоны (восточная часть) (рис. 1). Данные тектонические элементы имеют различный
характер дислоцированпости пермских отложений. Западная часть исследуемой территории в составе Верхневоркутской зоны дислокаций имеет более спокойное строение с погружением пермских пород в северо-западном направлении. Восточная часть является наиболее дислоцированной, осложненной складчато-надвиговыми дислокациями. Пермские отложения здесь смяты в складки, осложненные взбросо-надвиговыми нарушениями, и надвинуты в западном направлении по Сырьягинскому надвигу на породы верхней перми (см. рис. I).
Материалы и методы исследований
Пермские отложения были изучены авторами статьи в естественных выходах (см. рис. 1) по рекам Сырьяга, Большая Сырьяга, Воркута и ручью Боковому (левый приток р. Большая Сырьяга). Территориально они расположены в западной части, где обнажаются породы силовской свиты казанского и татарского ярусов верхней перми (Р^1), и в надвиго-
Рис. 1.
Fig. 1.
Геологическое строение района исследований
Geological structure of the study area
A — тектоническая карта (по [9]); В — геологическая карта (по [10], с изменениями); С — геологический разрез по линии 1-11 (по [11], с изменениями).
1 — номера тектонических элементов: I — Коротаихинская впадина: I, — Верхневоркутская зона дислокаций, I., — Вашугкино-Талотинский надвиг, |д — Лабогейская ступень, 14 — Одиндокская антиклинальная зона; ^.-^складчато-надвиговыезоны: 14 - Пестаншорская, |ь — Сабриягинская; II — Воркутское поперечное поднятие, III — гряда Чернышева, IV — Варандей-Адзъвинская структурная зона; 2 — изученные обнажения и их номера (по |12]); 3 — линия геологического разреза; А — границы района исследований
92 nEI'lLOi . , С)
вой, восточной части, в области развития отложений лекворкутской свиты кунгурского яруса нижней Перми (P,lv). Основными объектами исследований стали аргиллиго-алевролитовые пачки, включающие прослои углей и углистых аргиллитов.
Для получения наиболее полной характеристики ОВ был применен комплекс методов, включающий углепетрографические и геохимические исследования. Углепетрографические исследования проводились для определения мацерального состава углей и ОВ углисто-глинистых пород и измерения показателя отражения витринига (RJ. Органическое вещество изучалось в аншлифах в отраженном и ультрафиолетовом свете и в шлифах в проходящем свете. Проведенные углепетрографические исследования позволили охарактеризовать состав ОВ, условия его накопления и уровень катагенетической преобразованное™. Результаты пиролитических исследований по методу Rock-Eval позволили определить содержание органического углерода (TOC), свободных (S,) и связанных (S,) УВ в породе, температуру максимального выхода УВ (Гшм). Геохимические исследования включали определение содержания С0|Я. (%), выхода хлороформного битумоида (ХБА,%) и анализ состава насыщенных УВ методом газовой хроматографии (ГХ).
Лабораторные и аналитические исследования проводились в лабораториях Института геологии Коми НЦ УрО РАН (ЦКП «Геонаука», г. Сыктывкар), Геологического факультета МГУ им. М.В. Ломоносова (г. Москва) и ФГБУ «ВНИГНИ» (г. Москва).
Нефтегазоматеринские свойства пород
Как отмечалось, определение качества нефге-газоматерипских пород исследуемого угленосного комплекса основывалось на ряде параметров: содержании органического углерода (Сорг/ТОС,%), типе ОВ, его УВ-потенциале и уровне катагенетической преобразованное™. Исследованные образцы углей и углистых пород разделяются па две группы — нижнепермскую (P;lv) и верхнепермскую (P2sl).
Для изученных образцов нижней перми значения ТОС/С()рг находятся в пределах: 0,8-4,18% для глинистых пород и 42,4-64 % для углей. Верхнепермские угли характеризуются содержаниями С0|,г от 37 до 61,8%, а углистые аргиллиты от 2 до 19,7 %. По результатам пиролитических исследований для пород двух рассматриваемых возрастных интервалов имеются существенные отличия как в количестве УВ, выделившихся при температуре выше 300 °С (S:J), так и в значениях водородного индекса (IH = S2/Copr). Очень низкие значения показателей
S2 и HI (рис.2) характерны для пород P,lv (S,= 0,11-5,75 мг УВ/г породы; HI = 7-49 мг УВ/г Снрг), а наиболее высокие — для пород P,sl (S2 = 51,8-215,0 мг УВ/г породы; HI = 161-357 мг УВ/г Сцрг). Значения Т„ах для пород P,lv наиболее высокие — до 599 °С, а для пород P2sl, соответственно, ниже и составляют 430-435 "С. При этом результаты Ттм хорошо согласуются со средним показателем Rn. Согласно полученным данным, ОВ нижнепермских пород характеризуется бедным УВ-потенциалом. По классификации, предложенной К. Петерсом и М. Касса [17], они сосредоточены в нижней области диаграммы (см. рис. 2, А). Угли верхней перми группируются в верхнем углу диаграммы и для них типичен «превосходный» УВ-потепциал, более высокий по сравнению с другими углями бассейна [1].
Рис. 2. Результаты пиролитических исследований Fig. 2. Results of the pyrolysis study
3 I» 1
Превосходный Угли ■
Отличниц"«
Xûpouiri1
Средний
Бед»«н»1 в s U Л 1 • 7. 1 1 k. оз I"
- 400 J00
] "ип 1
ЕС
Тип II 1Л 1 ^L
1 Т-Г
Тип 11-11 _ ■
Тип_ HJ_ ■ N — N \
Тип IV \ \ ч. \
-ч -v. ------ ^^v -ЛЛ
H2
и*
в
U.I ил p (J^ I,и t.u ли
A — классификационная диаграмма соотношения органического углерода и остаточного углеводородного потенциала (по (13|); В — модифицированная диаграмма Дж. Эспиталье (по [14]); уголь: 1 — лекворкутской свиты (P,lv), 2 — силовской свиты (P?sl); углистый аргиллит: 3 — лекворкутской свиты (P.lv), 4 — силовской cbhtoi (Pvsl) А — classification diagram of organic carbon / residual hydrocarbon potential ratio (13]; В — modified J. Espitalie's diagram (14). coal: 1 — lekvorkutskaya suite (P Iv), 2 — silovskaya suite (P.-sl); carbon-bearing mudstone: 3 — lekvorkutskaya suite (P.si), 4 - silovskaya suite (P.si)
Legend to fig. 1:
A — tectonic map [9). B — geological map ([10], modified); C— geological section along line l-ll ([11], modified).
I - numbers of tectonic features; I Korotaikhinskaya depression: I Verkhnevorkutskaya zone of dislocations; I Vashutkino-Talotinskiy over-thrust; I, - l.abogeyskaya step; I, — Odlndokskaya anticline zone; 1,-1. — folded overthrust zones: I — Pestanshorskaya; 16 — Sabriyaginskaya;
II — Vorkutskoye transverse uplift; III — Chemyshev's ridge; IV — Varandey-Adzvinsnaya structural zone); 2 — the studied outcrops and their number's [12]; 3 — line of the geological section; 4 — outlines of the study area
rEOfiOn R A c
HE CD TV) W "A3A l. J
Рис.3. Треугольная диаграмма соотношения групп Рис 4 Микрофотографии компонентов ОВ
микрокомпонентов: витринита (Vt), инертинита 8 породах лекворкутской свиты нижней перми (It) и липтинита (Lt) в изученных породах, %
Fig. 4. Microphotographs of the ОМ components in rocks
Fig. 3. Triangular diagram of the groups of micro- of the Lekvorkutsk suite of Lower Permian components proportion: vitrinite (Vt), inertinite (IL)
and liptinite (Lt) in the studied rocks, % ¡- —- _ --
. iv: &
РГ¿.r.
A - обн. 9, обр. 3-2; В, С - обн. 5, обр. 4-1/2; D, Е — обн. 5, обр. 4-1/1; F — обн. 43, обр. 12-2; G — обн. 68, обр. 13-3. Отраженный белый свет, масляная иммерсия, ув. х50, метка в центре кадра 5x5 мкм. Vt — группа витринита (Vt, — гелинит, Vt„ — коллотелинитАД^ — зитродетринит); It — группа инертинита (It, — фюзинит, 1Ц — фунгинит, It^, —инертодетринит); Lt — группа лигттинита (Ltw — липтодетринит)
A outcrop 9. sample 3-2; В, С outcrop 5, sample 4-1/2; D Е — outcrop 5, sample 41/1; F — outcrop 43, sample 12-2: G — outcrop 68, sample 13-3 Reflected white light, oil immersion, *50 magnification, mark in the shot center 5x5 micron.
Vt — vitrinite group (Vt. — telinite, Vtc — collotelinite, Vt,., — vitrodetrinite); It — the inertinite group (It, - fusinite. It.,. - funginite, lt„, - inertodetrinite); Lt — Hptinite group (Lt,„ — liptodetrinite)
-
Vt
И1 ®2 [Э3 El"
Уголь: 1 — лекворкутской свиты (P.Iv), 2 — силовской свиты (P,sl); углистый аргиллит: 3 — лекворкутской свиты (Р Iv), 4 — силовской свиты (P.sl)
Coal: 1 — lekvorkutskaya suite (P Iv), 2 — sllovskaya suite (P.sl); carbon-bearing mudstone: 3 — lekvorkutskaya suite (P,sl), 4 sllovskaya suite (P.sl)
В целом рассматриваемые разновозрастные породы характеризуются существенными различиями пиролитических показателей, отражающих отличия в составе ОВ и степени его преобразованное™.
Микрокомпонентный состав ОВ и тип керогена
В изученных образцах определены группы микрокомпонентов: витринита (VI), инертинита (К) и липтинита (и). В большинстве изученных образцов (рис. 3) витринит является доминирующей группой микрокомпонентов (65-90%). Следующими по содержанию идут группы инертинита (10-35%) и липтинита (до 20%).
В составе группы витринита определены следующие мацералы: витродетринит, телинит (рис.4, Б; рис. 5, Е), корпогелинит (см. рис. 5, С), гелинит (см. рис. 5, С) и коллотелинит (см. рис. 4, 5) с преобладанием последних. Семифюзинит, фюзи-нит (см.рис.4, С, Е; рис.5, В) и инертодетринит (см. рис. 4) — преобладающие компоненты группы инертинита, в меньшем количестве встречаются фунгинит (см. рис. 4, А), макрипит и микрипит. Груп-
па липтинита представлена кутинитом, спорини-том, резинитом, липтодетринитом и битумипитом (см. рис. 5, Р), которые хорошо диагностируются в проходящем (см. рис. 5, А, С, Б) и ультрафиолетовом свете (см. рис. 5, Н-(). Также в ультрафиолетовом свете отчетливо видны сгустки и пленки легкого и маслянистого битума (рис.5, Р, Н-|), выделившегося из липтипитовых компонентов.
Рассматривая соотношение микрокомпонентов для пород нижне- и верхнепермского возраста можно отметить небольшие различия в составе ОВ (см. рис. 3).
94 .ь ■!_• к. , О
Угли и углистые аргиллиты силовской свиты отличаются большим содержанием компонентов группы липтииита (до 20%) и структурных компонентов групп витринита (ксиленит и наренхинит) и инертинита (фюзинит и семифюзинит). В образцах же лекворкут-ской свиты в группе витринита преобладают гелинит и коллотелинит и в целом встречается большее содержание детритных включений.
Результаты пиролиза, как отмечалось, позволяют количественно охарактеризовать и определить состав керогена, а также дают представление о типе УВ, которые могут генерировать из керогена во время процесса созревания, как это было показано в работах S. Larter, А. Douglas [16] и Н. Dembicki [12, 15]. Исследуемые породы образуют две группы, существенно различающиеся по типу керогена (см. рис. 2, В). Известно, что III тип керогена состоит в основном из витрипитовых мацералов с различным содержанием инертинита. Кроме того, II тип керогена сложен в основном липтипитовыми микрокомпонентами со значительным количеством витринитовых компонентов. На модифицированной диаграмме Дж. Эспиталье (см. рис. 2, В), предложенной Р. Бер-трандом и М. Мало [10], OB в породах P,lv сложено керогеном III типа, однако присутствие большого количества инертинита позволяет говорить о наличии IV типа. Благодаря более высокому содержанию липтинитовых микрокомпонентов OB пород P,sl в основном представляет собой смесь керогепов II и III типов. Однако, говоря о наличии керогена II типа, авторы статьи имеют в виду не водорослевое вещество, а компоненты терригенного липтипита (спорииит, кутинит, резинит). Таким образом, породы P,lv и P2sl характеризуются близким составом микрокомпонентов с преобладанием группы витринита, но большим содержанием группы липтипита в верхнепермских породах. Доминирующие типы керогена OB в породах нижпепермского интервала — III и IV, а верхнепермского — II-III и III типы.
Катагенетическая преобразованность OB
Уровень ката генетической преобразованное™ OB толщ определялся методом измерения (%). Замеры R0 проводились по аншлифам углей и углистых аргиллитов. Для пород нижней перми, как отмечалось, характерен наиболее широкий разброс значений R0 — от 0,8 до 2,5%. Измерения были проведены по образцам, отобранным из двух участков — западного (Верхневоркутской зоны дислокации) и восточного (Пестаншорской складчато-надвиговой зоны) (см. рис. 1). На западном участке значения R„ изменяются от 0,75 до 1% с преобладающим интервалом 0,85-1% (рис.6, А). В пределах восточного участка образцы нижней перми характеризуются двумя распределениями R„. Первое имеет значения от 1,4 до 1,95%, где для большей части образцов интервал
Рис. S. Микрофотографии компонентов ОВ
в породах силовской свиты верхней перми
Fig. 5. Microphotographs of the ОМ components in the Silovsk suite of Upper Permian rocks
A - обн. 124, обр. 6-1; В - обн. 122, обр. 3-1/2; С, D - обн. 124, обр. 7-1/1; Е - обн. 124, обр. 6-2/2; F - обн. 121, обр. 8-7; G - обн. 121, обр. 8-3; Н - обн. 121, обр. 8-2/1; I-J - обн. 124, обр. 7-4. А, С, D — проходящий свет; В, E-G — отраженный белый свет, масляная иммерсия (F — цветная камера); H-J — ультрафиолетовый свет, масляная иммерсия, ув. х50, х150, метка в центре кадра 5x5 мкм.
Vt — группа витринита (VtE — гелинит, Vtm, — корпогелинит); It — группа инертинита {lt,lf — семифюзинит); Lt — группа липгинита (Lt.p — споринит, Ltk — кутинит, Lt, — резинит, Lt.,., — битуминит); Ру — пирит; Bit — примазки и скопления битума. Остальные усл. обозначения см. на рис. 4. А — outcrop 124, samples 6-1; В — outcrop 122, samples 9-1/2; С, D — outcrop 124, samples 7-1/1; E — outcrop 124, samples 6-2/2; F — outcrop 121, samples 8-7; G — outcrop 121, samples 8-3; H — outcrop 121, samples 8-2/1; l-J — outcrop 124, samples 7-4. A, C, D — in transmission light; B, E-G — in reflection light, oil immersion (F — color camera); H-J — UV light, oil immersion, 50xand 150x magnification, mark in the shot center 5x5 micron.
Vt — vitrinite group (Vt8 — gelinite, Vt„, — corpogelinite); It — the inertinite group (IL„ — semifusinite); Lt — the liptinite group (Lt,„ — sporinite, Lt, — cutinite, Lt — resinite, Lt., , — bituminitej; Py — pyrite; Bit — coatings and congestions of bitumen. I For other Legend items see Fig. 4
ГЕОЛОГ! 1Я
нввти И ГАЗА
Q 95
Рис. 6.
Fig. 6.
Вариации значений отражательной способности вигринита {R,„ %) в породах лекворкутской (А, В, С) и силовской (Е, F, G) свит
Variations of the vitrinite reflectance values (R,,, %) in rocks of the Lekvorkutsk (А, В, C) and Silovsk (E. F, G) suites
Прослои КОЛЛО-
Линзы, 'гели I
нита
us г.л j.as i.s ,',5б г.б г.к г, ■> 2.« г.ь Абсолютная отражательная способность, %
Коллотглинит
Гелииит
1 Г Гелинит
Прослои
9-1/2 8-6/t
tL92 0,94
Абсолютная отражательная способность, %
Абсолютная отражательная способность, %
Вариации значений отражательной способности витринита (К0, %): А, В, С — в породах лекворкутской свиты, Е, Р, б — в породах силовской свиты; О, Н — микрофотографии включений \АЫ<омпонентов в породах Р,№ (Э, 1-6) (образцы: 1 — 3-2; 2 - 4-1/1; 3, 6 - 3-1/1; 4 - 13-3; 5 - 4-1/2) и (Н, 7-10) (образцы: 7 - 6-1; 8 - 9-1/1; 9 - 8-3; 10 - 7-4). Остальные усл. обозначения см. на рис. 4-5
Variations of vitrinite reflectance values (R0, %): A, B, C — rocks of the Lekvorkutskaya siute, E. F, G — rocks of the Silovskaya suite; D, H — microphotographs of inclusions of the Vt components in rocks P,lv (D, 1-6) (samples: 1 — 3-2; 2 — 4-1/1; 3, 6 — 3-1/1; 4 - 13-3; 5 - 4-1/2) and P,sl (H, 7-10) (samples: 7 — 6-1; 8 - 9-1/1; 9 - 8-3; 10 — 7-4). For other Legend items see Fig. 4-5
1,7 1,74 1,78 1.82 LSO 1,9
Абсолютная отражательная способность,
0.56 0,:>8 0,6 0,62 О.Ы 0.66 О.ЬВ
Абсолютная отражательная способность, %
0,9 0,92 1 0*94 0,96 0^98 ' Lfi i',03
Абсолютная отражательная способность, %
96 ¡yg®?â
колеблется в пределах 1,/—1,95% (см. рис. 6, В), второе распределение с аномальными значениями от 2,35 до 2,75% и максимумом 2,45-2,6% (рис. 6, С) носит локальный характер. Такие высокие значения R,, характерны для включений витродетринита из пород зон сильного смятия или тектонической раздробленности. В образцах углей наблюдается анизотропия с показателем Ак= 0,02 (см. рис. 6, D-H; образец 6). По внешнему облику угли обладают сильным блеском и пластинчатой расслоепностыо. Такие значительные изменения Rn и проявление аномальных значений, характерных для антрацитовой стадии углефикации, вероятно, связаны с неоднородностью прогрева осадочной толщи и наличием локальной нарушенное™ разреза. Широкий диапазон измерений R0 обусловлен присутствием различных компонентов Vt — ге-линита, коллотелинита и участками восстановленного витринита (см. рис. 6, D; образцы 1, 2,4). Также значительный разброс значений R0 отмечается в некоторых образцах углистых аргиллитов, где замерялись детритные включения (см. рис. 6, D; образец 5). В целом данные R„ в породах лекворкутской свиты можно разделить на фоновые и локальные. К локальным относятся рассмотренные выше аномалии, а к фоновым — значения от 0,9 до 1,7% при увеличении с юго-запада на северо-восток территории, что соответствует общей тенденции латерального изменения катагенеза ОВ в кунгурских отложениях [1].
Породы силовской свиты были изучены по четырем интервалам в пределах небольшого участка на р. Сырьяга Верхневоркутской зоны дислокаций (см. рис. 1). Интервал значений R,, находится в широких пределах от 0,5 до 1,0%, что обусловлено разницей отражательной способности различных компонентов группы витринита (см. рис. 6, E-G). Наиболее отчетливо видна разница измерений R„ по коллоте-липиту и гелиниту (см. рис. 6, Н; образцы 7, 9): для первого интервал значений составляет 0,8-0,9%, а для второго — 0,85-1% (рис.6, G). Наименьшие значения R„ (0,55-0,7%) определены в тонких прослоях коллотелинита, окруженного зольными прослоями с большим содержанием фюзинита и липтипита (см. рис. 6, F). Эти значения являются заниженными, вероятно, за счет малой толщины прослоев и влияния окружающих липтинитовых компонентов.
Разница показателей отражения также отчетливо видна в различных литотипах — углях (образцы 6-2/2,9-1/1) и углистых аргиллитах (образец 7-4). Минимальные значения Rt, (0,65-0,8%) определены в углистом аргиллите (см. рис. 6, G; образец 7-4), где замеры производились по небольшим линзам гелинита (рис.6, Н; образец 10) в глинистой массе с включениями инертинита и липтипита. Более высокие значения R(, {0,75-0,85%) имеет гелинит в углях (образец 6-2/2). Часто встречаются прослои с участ-
ками восстановленного витринита (рис.6, Н; образец 7). Он имеет более низкие значения R,1 по сравнению с другими ^-компонентами в одном образце, особенно в маломощных прослоях (см. рис. 6, б; образец 9-1/1). Более мощные прослои коллотелинита в том же образце характеризуются значениями R,) = = 0,75-0,85%, которые являются наиболее свойственными для углей Р,в1 (рис. 6, Н; образец 8). Наиболее представительными являются измерения по кол-лотелиниту со средним показателем R1 = 0,8-0,85%, которые рассматриваются авторами в качестве оптимальных для оценки уровня преобразованное™ ОВ пород Р,я1 на исследуемой территории.
Проведенные измерения R(. свидетельствуют о высокой катагенетической преобразованное™ ОВ пород лекворкутской свиты, соответствующей градациям МК,-МК5 (И,., — 0,75-1%) на западе исследуемой территории и МК- (К„ — 1,75-1,95%) — на востоке с локальными проявлениями аномально высокой про-гретости пород до градаций АК 2%), предположительно, в зонах разрывных нарушений. В целом отложения лекворкутской свиты достигли зоны газогенерации, а силовской свиты — зоны нефтегене-рации с уровнем преобразованное™ ОВ до градаций МК-МК, 0*о - 0,8-0,85 %).
Битумоиды и их состав
В битумоидах изученных отложений выявлены различные типы распределения алифатических УВ, которые свидетельствуют о разнородности состава исходного ОВ и его катагенетической преобразованное™. Концентрации Сорг, как отмечалось, достигают максимальных значений в углях (66%), минимальные значения характерны для глинистых пород (таблица). Выход ХБА из глинистых пород нижнепермского возраста составляет 0,004-0,012%, а из углей — 0,034%. Породы из верхнепермского интервала разреза характеризуются более высокими концентрациями ХБА: 0,046% — для глинистых разностей, с максимумом 0,5-0,72 % — для углей. Значение битумоидного коэффициента (рхь) в нижнепермских породах составляет 0,07-0,86%, имеет минимальное значение в углях и увеличивается до 1,8% в верхпе-пермских породах. Полученные низкие значения показателей (Зхт, характеризуют битумоиды как автохтонные (в том числе остаточные). Доля УВ в составе битумоидов значительно выше в аргиллитах, чем в углях, — 35,7-47,62% и 8,4-9,69% соответственно.
Ддя основной части битумоидов из глинистых пород Р,1у типично левосимметричпое распределение с преобладанием низкомолекулярных //-алка-нов при максимуме на //-С,7 (рис. 7, С). Концентрация высокомолекулярных алканов нормального строения состава > С23, как и изопреиоидов, невысока (см. таблицу). Отношение суммы //-алканов ряда //-См-С20 к //-С2!-С52 изменяется в широких пределах от 2,64
ГЕОЛОГ! 1Я
нешти И ГАЗА
Q 97
Таблица. Геохимические параметры насыщенных УВ пермских отложений юго-востока Коротаихинской впадины Table. Geochemical parameters of saturated НС from Permian deposits in the South-East of the Korotaikhinskaya depression
Возраст Pxlv P2sl
Образец 3.2.16 3.6.1 3.7.2 3.2.46 (1) 4.1.1 7-4 м 6.2.2 7.2.1 8.6.1 9.1.2
Градация катагенеза MKs-AKj. MK2-MK3
С0рг, % 1,34 1,54 15,56 1,00 46,86 10,73 52,23 58,33 40,55 41,12
ХБА, % 0,009 0,008 0,012 0,004 0,034 0,046 0,71 0,52 0,53 0,72
Рхб, % 0,67 0,52 0,07 0,43 0,10 0,43 1,36 0,89 1,31 1,75
Cn-Cig 68,10 52,32 51,37 74,84 18,94 26,51 8,81 10,88 11,77 13,13
Cl9-C2<l 14,56 18,89 13,68 9,39 34,65 52,39 41,77 38,03 39,33 39,35
>с25 4,86 13,03 2,59 - 25,33 16,24 28,56 27,17 25,58 23,91
¡[/-злканов 12,49 15,77 32,37 15,77 21,07 4,86 20,86 23,91 23,32 23,61
1н (Си-С20) / Iн (С21-С32) 7,14 2,64 8,94 29,79 0,74 0,91 0,32 0,38 0,41 0,45
*КнчС;5-С21 1,08 1,12 1,06 1,17 1,23 1,01 1,15 1,10 1,05 1,03
**к„с16 1,37 1,27 1,20 1,34 1,11 1,06 0,95 1,02 0,97 0,97
1,29 1,26 1,24 1,35 1,23 1,01 0,79 0,91 0,97 0,96
- - - - 0,62 - 0,92 0,92 0,76 0,69
н-С17/ н-Сц 11,89 4,18 18,42 - 0,78 1,00 0,19 0,30 0,34 0,35
Рг/ Ph 1,15 1,04 0,94 1,16 5,97 5,69 10,21 10,26 8,79 9,70
Рг / н-С и 0,28 0,25 0,18 0,26 1,92 1,19 4,46 3,35 2,81 3,15
Ph / н-С18 0,66 0,61 0,31 0,69 0,40 0,21 0,35 0,28 0,26 0,28
Ki 0,38 0,35 0,23 0,37 1,24 0,71 2,18 1,71 1,41 1,61
CPI, 0,84 0,94 1,60 - 1,28 1,35 1,53 1,45 1,31 1,32
CPI2 0,78 0,90 0,96 0,86 1,00 1,01 1,00 1,03 1,01 1,01
Примечание: Ki = Pr + Ph /
CPI, = 2 x (C23 + C^ + C27 + Си) / (Cu + 2 x (C„ + C26 + C28) + См); CPI; = 2 x (C2! / (C20 + C22));
* Я x (((C15 + C„ + C„ + C21) / (C„ + C16 + C18 + CJ) + ((CI5 + C17 + Cl9 + C2I) / (C16 + C16 + C2n + C22))); ** 2 x Cu; / (C1S+ C„); *** 2 x Cl7 / (C16 + C18); **** 2 x Cj, / (C28 + C30).
до 29,79. Значения коэффициента нечетности (КНЧС,7) 1,24-1,35 свидетельствуют об участии водорослевого ОВ в составе исходной биомассы [9, 21]. Коэффициент четности КЧС,Й, составляющий 1,2-1,37, для ряда образцов указывает на присутствие микробиальных компонентов в составе исходного ОВ (см. таблицу). Сходное распределение (см. рис. 7, В) выявлено в битумоидах углей лекворкутской свиты (обн. 49) на р. Воркута [6]. В отличие от битумоидов глинистых пород, битумоиды из углей характеризуются повы-
шенным содержанием средне- и высокомолекулярных м-алканов состава >С2„, суммарное содержание которых достигает 60%, и бимодальным распределением (см. рис. 7, А). Среди изопреноидов преобладает пристан (Рг) в значительных концентрациях (см. таблицу). Отношение суммы алканов н-Си-С20 к н-С2|-С52 является минимальным среди пород Р, IV. Для угля отмечаются немного более высокие коэффициенты нечетности (КНЧС15-С2: — 1,23; КИЧСМ — 0,62) и значения карбонового индекса СР1 > 1 (см. таблицу). Еще
98 | |gc )й клуЩ
Рис. 7. Хроматограммы молекулярно-массового распределения нормальных и изопреноидных алканов в битумоидах
пород лекворкутской (A-D) и силовской (F-H) свит Fig. 7. Chromatograms of the molecular mass distribution of normal and isoprenoid alkanes In bitumoids from rocks of Ihe Lekvorkutsk (A-D) and Silovsk (F-H) suites
CO
S
£ 30-
Ь
о
X о s
0 X
ё
1 300-
/
а
/s?
и-
SJjyi
рун. Боковой, обн. 5 обр. 4-1/1 МК,
Л
•У
Jiit^--
з as
UJUU
400-300 200-lOO
10
20
30
40
50
0
4
хы
руч. Боковой, обн. 4 обр. 3.7.2 МК,
а
10
20
30
40
В
р. Сырьяго, обн. 124
обр. 6-2/2 40-МН,
LiLjÙuu.
ю
20
30
40
50
J J
р. Сырьяго, обн. 122
обр. 8 6/1 30°" МК,
200-
ш
J J J J
iLJ
обр. p. Воркуто, обн. 49 обр. 7.1.23 МК,
¿J
J J,
jj j j
10
20
30
40
50
É
p. Воркута, обн. 49 обр. 7.1.18 МК,
J
JU-
10
Ju
в
■^Ui
il
UJ
20
iMJY .
и
30
40
p. Сырьяго, обн. 124 обр. 7-4 МК,
10 20 30 40
Xj
JJ
ЕЙ
Jo
50
p. Сырьяго, обн. 121 обр. 9-1/2 МК,
JJ
J .J ;
JML
10 20 30 40 50 10 20 30 40 50
Время, мин
более повышенное содержание среднемолекулярных //-алканов и несколько иное распределение характерно для углей и углистых аргиллитов (обп. 49) на р. Воркута (см. рис. 7, В). Здесь более четко фиксируется преобладание гумусового OB III (витринитового) типа [6].
Битумоиды из углей силовской свиты имеют другой характер распределения со смещением максимума в высокомолекулярную область хроматограммы на л-С,5 и повышением //-С23 (см. рис. 7, Е, G,
Н). Все рассмотренные угли имеют почти симметричную картину распределения, характеризуются низкими содержаниями н-алканов < //-С|7 и > //-С27, а также преобладанием пристана и нечетных //-алканов в ряду //-С23-С27 (см. таблицу).
Отношение суммы //-алканов ряда н-Си-С2П к //-С2,-Сзо значительно более низкое — от 0,32 до 0,45, как и коэффициент нечетности КНЧС,7 < I. Преобладание нечетных соединений в высокомолекулярной
ГьОГЮПЬЛ QQ
НЕШТМИГАЗА ЧУ
части свидетельствует о присутствии восков высших растений в составе исходной биомассы, а преобладание и-С,,-С25 — высших (озерных) водорослей [9].
Другой вид распределения н-алканов и значительно более высокое содержание низкомолекулярных н-алканов с максимумом распределения на //-С!7, указывающие на присутствие продуцентов низшей растительности, обнаружены в одном образце силов-ской свиты (см. рис. 7, Р). Это зольный уголь, отобранный из прослоев и линз в слое аргиллитов озерного облика (обн. 124) на р. Сырьяга. Хроматограмма имеет близкий к бимодальному облик и полное отсутствие высокомолекулярных //-алканов >н-С21. Отношение суммы н-алканов ряда и-Сн-С20 к С21-С50 близко к 1 (0,91), а коэффициент нечетности КНЧС17 = 1,01, что свидетельствует о присутствии небольшого количества водорослевого ОВ [9,21].
Таким образом, сложность строения угленосной толщи, а именно ее циклическое строение и частая смена условий седиментации, обусловили наличие в одном комплексе пород с несколькими типами исходного ОВ (сапропелевого и гумусового) и соответственно различными геохимическими характеристиками (биомаркерами). Доминирование продуцентов сапропелевой основы характерно для изученных битумои-дов аргиллитов и углистых аргиллитов пермских отложений. Соответственно в углях определена большая доля продуцентов высшей растительности, причем с преобладанием последних в битумоидах верхнепермских отложений.
Характер распределения алкановых УВ в битумоидах изученных углей Р2з1 (см. рис. 7, в) обладает значительным сходством с битумоидами из махакамских углей Индонезии, пермских углей Австралии и Северовосточного Бангландеша [11, 14, 20], где на хромато-граммах также проявляется максимум н-С25. Однако рассматриваемые авторами статьи угли характеризуются дополнительным пиком н-С,3, который нередко является преобладающим. Битумоиды из углей указанных стран, как и рассматриваемые авторами статьи, характеризуют гумусовое исходное ОВ (продуценты высшей растительности) с наличием большого количества липтинитовых компонентов. По мнению ряда исследователей, изучавших нефтегазоматерин-ские толщи в угленосных бассейнах Юго-западной Австралии, Индонезии, Новой Зеландии и Танзании, вмещающие угли с высоким содержанием споринига, кутинита, резинита и суберинита могли быть источником нефтяных УВ [9,14,15,18, 19,20]. Для рассматриваемых авторами статьи углей также типичен высокий генерационный потенциал, однако оценка количества возможной генерации нефтяных УВ углистым веществом требует дополнительного фактического материала и проработки.
Выводы
На основе проведенных исследований получены новые данные о составе и катагенетической преобразованное™ ОВ, его УВ-потепциале в пермских угленосных отложениях юго-востока Коротаихинской впадины.
В надвиговой восточной части нижпепермские отложения лекворкутской спиты обладают низким остаточным генерационным потенциалом ОВ вследствие его полной реализации при катагенезе. Значения R„ свидетельствуют о высоком прогреве пород до градаций МК5-АК, что соответствует зоне газокопденсато- и газогенерации. В западной части, в районе Верхневор-кутской зоны дислокаций и прилегающих территорий, преобразованность ОВ лекворкутской свиты относится к градациям МК2-МК5. Верхнепермские отложения си-ловской свиты содержат ОВ, которое обладает средним и высоким УВ-потенциалом. Катагенетическая преоб-разованность ОВ находится в градациях МК,-МК3, соответствующих главной зоне нефтеобразования.
По результатам пиролитических исследований ОВ пород лекворкутской свиты представлено III-IV типами керогена, а силовской — смешанным П-Ш типом керогена. Согласно углепегрографическим исследованиям ОВ пород характеризуется близким составом микрокомпонентов с преобладанием группы витринита и наиболее высоким содержанием группы липтинита в отложениях верхней перми. Изучение индивидуального состава насыщенных УВ битумоидов показало наличие продуцентов как гумусовой, так и сапропелевой основы.
Результаты проведенных исследований в условиях отсутствия скважин глубокого бурения позволяют снизить неопределенности в оценке генерационного потенциала материнских пород и термобарических условий формирования всего осадочного комплекса и соответственно уменьшить геологические риски при проведении планируемых геолого-разведочных работ в этой части Коротаихинской впадины. Оценка исследуемой площади в целом на перспективы выявления скоплений УВ и их фазового состава требует дальнейшего изучения всех осадочных комплексов и вклада каждого из них в общий УВ-потенциал территории.
Работа выполнена при частичной поддержке программы УрО РАН № 15-18-5-21 и гранта РФФИ
№ 16-35-00278 мол а
100 !Ь ■ , Ö
Литература / References
1. АнищенкоЛ.А., Клименко С.С., Рябинина Н. Н., Рябинкин С. В., Малышев Н.А., Куплевич И.Л., Захаров А. А., Прозоров С.Ф., Антонов В. И., Иванов В.В., Кузнецов Н.И., Юдин В.М. Органическая геохимия и нефтегазоносность пермских отложений севера Предуральского прогиба. - СПб.: Наука, 2004.-214 с.
Anischenko L.A., Klimenko 5.S., Ryabinino N.N., Ryabinkin S.V., Malyshev N.A., Kuplevich I.L., Zakharov A.A., Prozorov S.F., Antonov V.I., Iva-nov V.V., Kuznetsov N.I., Yudin V.M. Organic geochemistry of Permian deposits of Pre-Ural fore deep North. Saint-Petersburg: Nauka; 2004.214 p.
2. Баженова Т.К., Богословский С.А., Шапиро А.И. Геохимия палеозоя юго-западного склона Пай Хоя и генерация углеводородов в Коротаихинской впадине // Разведка и охрана недр. - 2010. - № 6. - С. 21-26.
Bazhenova Т.К., Bogoslovskiy S.A., Shapiro A.I. Geochemistry of Paleozoic of South western bent of Pay-Khay Ridge and hydrocarbon generation in Korotaikhinskaya depression. Razvedka i okhrana nedr. 2010;(6):21-26.
3. Белонин М.Д., Прищепа O.M., Теплое Е.Л., Буданов Г.Ф., Данилевский С.А. Тимано-Печорская провинция: геологическое строение, нефтегазоносность и перспективы освоения. - СПб.: Недра, 2004. - 39S с.
Belonin M.D., Prischepa О.М., Teplov E.L., Budanov G.F., Danilevskiy S.A. Timan Pechora province: geological structure, hydrocarbon potential, exploration prospects. Saint-Petersburg: Nedra; 2004. 395 p.
4. Государственная геологическая карта Российской Федерации. Масштаб 1: 2 000 00 (второе издание). Серия Полярно-Уральская. Лист Q-41-V, VI - Воркута. СПб.: Картографическая фабрика ВСЕГЕИ, 2005.
State geological map of the Russian Federation. Scale 1:2 000 00 (second edition). Polar-Ural series. Sheet Q-41-V. VI - Vorkuta. St.Petersburg: Cartographic manufacture VSEGEI; 2005.
5. Государственная геологическая карта Российской Федерации. Масштаб 1:1000 000 (третье поколение). Серия Уральская. Лист Q-41 - Воркута. СПб.: Картографическая фабрика ВСЕГЕИ, 2007.
State geological map of the Russian Federation. Scale 1:1 000 000 (third generation). Ural series. Sheet Q-41, VI - Vorkuta. St.Petersburg: Cartographic manufacture VSEGEI; 2007.
6. Котик O.C. Геохимия органического вещества кунгурских отложений севера Предуральского прогиба // Нефтегазовая геология. Теория и практика. - 2015. - Т. 10. - № 2. - С. 3-18.
Katik O.S. Kungarian deposits of Pre-Ural fore deep North. Neftegazovaya geologiya. Teoriya ipraktika. 2015;10(2):3-18.
7. Пухонто С.К. Стратиграфия и флористическая характеристика пермских отложений угольных месторождений Печорского бассейна. - М.: Научный мир, 1998. - 312 с.
Pukhonto S.K. Stratigraphy and floral characteristics of Permian deposits of Pechora basin coal fields. Moscow: Nauchny mir; 1998. 312 p.
8. Санникова И.А., Кирюхина T.A. Моделирование процессов образования углеводородов в Коротаихинской впадине Тимано Печорского бассейна // Новые идеи в геологии нефти и газа: сб. материалов международно-практической конференции (25-26 мая 2015 г.). - М.: Изд-во МГУ, 2015.
Sannikova I.A., Kiryukhina T.A. Modelling the processes of hydrocarbons accumulation in Korotaikhinskaya depression of Timan-Pechora basin. Novye idei v geologii nefti igazo: sb. materialov nauchno prakticheskoy konferentsii {May 25-26, 2015). Moscow: MSU; 2015.
9. ХантД. Геология и геохимия нефти и газа. - М.: Мир, 1982. - 706 с. Hont D. Oil and gas geology and geochemistry. Moscow: Mir; 1982. 706 p.
10. Bertrand R., Malo M. Source rock analysis, thermal maturation and hydrocarbon generation in the Siluro-Devonian rocks of the Gaspe Belt basin. Bulletin of Canadian petroleum geology. 2001;49(2):238-261.
11. ConnanJ. Time temperature relation in oil Genesis. AAPG Bulletin. 1974; 58(12):885-887.
12. Dembicki H.J., Horsfield В., Thomas T.Y.H. Source rock evaluation by pyrolysis-gas chromatography. AAPG Bulletin. 1983;67(7):1094-1103.
13. Dembicki H.J. Three common source rock evaluation errors made by geologists during prospect or play appraisals. AAPG Bulletin. 2009;93(3):341-356
14. 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;90-91:162-179.
15. Killops S.D., Funnell R.H., Suggate R.P., Sykes R„ Peters K.E., Walters C„ Woolhouse A.D., Weston R.J., Boudou J.-P. Predicting generation and expulsion of paraffiniс oil from vitrinite-rich coals. Organic Geochemistry. 1998;29:1-21
16. LarterS.R., Douglas A.G. A pyrolysis-gas chromatographic method for kerogen typing. In: A.G. Douglas, J.R. Maxwell, eds. Advances in Organic Geochemistry, 1979. Oxford: Pergamon Press; 1980. pp. 579-583.
17 .Peters K.E., CassaM.R. Applied source rockgeochemistry. AAPG Memoir 60.1994. Available at: http://course.xsyu.edu.cn/sydz/ydwx/02/ applied%20source%20rock%20geochemistry.pdf (accessed 20.01.2017).
18. Philp R.P., Gilbert Т.О. Biomarker distributions in Australian oils predominantly derived from terrigenous source material. Organic Geochemistry. 1986;10(l-3):73-84.
19. 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;55:157-186.
ГЕОЛОГ! 1Я A
НЕФТОИГДЗА LJ
20. Thompson S., Cooper 8., MorelyR.J., Barnard P.C. Oil generating coals. Petroleum Geochemistry in Exploration of the Norwegian Shelf. In: Thomas B.M., ed. Proceedings of a Norwegian Petroleum Society (NPF) conference. Organic Geochemistry in Exploration of the Norwegian Shelf; Stavanger, Norway. 22-24 Oct 1984. - London: Graham & Trotman; 1985.
21. Tissot B.T., Welte D.H. Petroleum Formation and Occurrences. Berlin: Springer Verlag; 1984. 699 p.
22. Vinchet P.W., Mortinore I.R., McKirdy D.M. Hydrocarbon generation, migration and entrapment in the Jackson-Naccowlah area, ATP 2S9, Sothweslern Queensland. The APEA Journal. 1985;(25|:62-84.
ПРИГЛАШАЕМ
НА КОМПЛЕКС ВЫСТАВОК
/54
w
22-24
НОЯБРЯ
КРАСНОЯРСК 2017
XXV СПЕЦИАЛИЗИРОВАННАЯ ВЫСТАВКА ЭЛЕКТРОТЕХНИКА. ЭНЕРГЕТИКА
АВТОМАТИЗАЦИЯ. СВЕТОТЕХНИКА
VIII СИБИРСКИЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ ФОРУМ
J
Крупнейшая за Уралом СПЕЦИАЛИЗИРОВАННАЯ ВЫСТАВКА
,имия
° ^ 4 ^ итоги
ВЫСТАВКИ:
ги/шпЬ
2т
www.krasfair.ru
5103 специалиста отрасли из 877 компаний 90 экспонентов из разных городов и регионов России
МВДЦ «Сибирь»
ул. Авиаторов, 19 тел.: (391) 22-88-513, 22-88-401 kashirina@krasfair.ru
102 , !ьми и ,, б
