ВЕРИФИКАЦИЯ ПИРОЛИТИЧЕСКИХ ДАННЫХ ПРИ ОЦЕНКЕ ПОТЕНЦИАЛА И КАТАГЕНЕТИЧЕСКОЙ ПРЕОБРАЗОВАННОСТИ ПРОТЕРОЗОЙСКИХ НИЗКОУГЛЕРОДИСТЫХ ФОРМАЦИЙ ВОСТОЧНОЙ СИБИРИ

Сивкова Е.Д.; Ступакова А.В.; Калмыков А.Г.; Сауткин Р.С.; Большакова М.А.

оригинальная статья

DOI: https://doi.Org/10.18599/grs.2021.2.5 удк 553.982

Верификация пиролитических данных при оценке потенциала и катагенетической преобразованности протерозойских низкоуглеродистых формаций Восточной Сибири

Е.Д. Сивкова*, А.В. Ступакова, А.Г. Калмыков, Р.С. Сауткин, М.А. Большакова

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

Древние докембрийские образования Восточной Сибири включают нефтегазоматеринские прослои, однако в большинстве случаев их нельзя отнести к высокоуглеродистым, т.к. фактическое содержание органического углерода в данных толщах невысоко и редко превышает 10%. Данный факт влияет на подход к интерпретации имеющихся геохимических результатов и способ отбора представительных образцов. Целью работы стало определение способов верификации пиролитических данных и оценка качества нефтегазоматеринских прослоев нижнего венда по результатам геохимических исследований. Выявлено, что перед анализом катагенетической преобразованности пород по параметру Tmax и определением типа органического вещества из выборки следует исключить пробы с низким генерационным потенциалом или с наличием вторичных эпигенетичных битумоидов, присутствие в разрезе которых подтверждено, и свидетельствует о наличии активной миграции УВ-флюидов в пределах бассейна. После проведения верификации данных произведена оценка нефтегазоматеринских свойств, согласно которой нефтегазоматеринские прослои нижневендского комплекса имеют удовлетворительный и высокий генерационный потенциал с преимущественно вторым типом органического вещества и низкой зрелостью в большей части территории бассейна. Зоны нефтяного и газового окон расположены в пределах крупных впадин и прогибов. Отмечается локальный прогрев в областях активного развития разломов, за счет внедрения интрузий и действия гидротерм.

Ключевые слова: верификация пиролитических данных, пиролиз, Лено-Тунгусский бассейн, генерационный потенциал, катагенетическая преобразованность, нижний венд, докембрийские толщи

Для цитирования: Сивкова Е.Д, Ступакова А.В., Калмыков А.Г., Сауткин P.C., Большакова М.А. (2021). Верификация пиролитических данных при оценке потенциала и катагенетической преобразованности протерозойских низкоуглеродистых формаций Восточной Сибири. Георесурсы, 23(2), с. 56-66. DOI: https://doi.Org/10.18599/grs.2021.2.5

Введение

Нефтегазоносность терригенной части вендских отложений установлена еще в начале 1950-х годов в результате геологоразведочных работ на территории Ангаро-Ленской ступени и Присаяно-Енисейской синеклизы. В процессе дальнейшего изучения территорий Байкитской и Непско-Ботуобинской антеклиз, Катангской седловины и Ангаро-Ленской ступени открыт ряд месторождений, которые подтверждают промышленную значимость терригенной части вендского комплекса Сибирской платформы. Однако дискуссии об источниках углеводородных флюидов, заполняющих вендский резервуар, ведутся и по сей день.

Долгое время считалось, что единственным источником, генерировавшим углеводороды Лено-Тунгусского нефтегазоносного бассейна (НГБ) Сибирской платформы, являются породы рифейского нефтегазоносного комплекса (НГК), главным образом карбонатные: глинистые доломиты, аргиллиты, строматолитовые известняки (Конторович и др., 1996).

однако ряд последних исследований, включающих биомаркерный анализ нефтей, доказал вклад вышележащих вендских отложений, обогащенных органическим веществом, в формирование нефтегазоносности

* Ответственный автор: Екатерина Дмитриевна Сивкова

e-mail: e.sivkova@oilmsu.ru

Лено-Тунгусского НГБ (Баженова и др., 2014). Объектом исследования статьи выступают терригенные отложения нижнего венда, оценка нефтегазоматеринских качеств и генерационного потенциала которого проведена на основе анализа собранных результатов геохимических исследований.

Для анализа нефтегазоматеринского потенциала пород вендского нефтегазоносного комплекса Лено-Тунгусского нефтегазоносного бассейна использовалась геохимическая информация различных источников: данные диссертаций (Филиппцов, 2015; Тимошина, 2005), данные отчетов (СНИИГГиМС), результаты работа коллектива кафедры геологии и геохимии горючих ископаемых МГУ и др. Для проведения исследования из всего объема собранных и систематизированных данных отобраны результаты 241 пробы нижневендских отложений из скважин преимущественно центральной части Сибирской платформы (рис. 1).

Способы оценки качества и свойств нефтегазоматеринских прослоев

Один из наиболее эффективных методов количественной оценки величины нефте- и газообразования при эволюции органического вещества разработан В.А. Успенским и О.А. Радченко (1947) и использован в работе аппарата Rock-Eval, где при постепенном нагревании происходит термическое разложение образца, в ходе которого

Рис. 1. Структурно-тектоническая карта (Старосельцев и др., 2015, с изменениями) и сводная лито-стратиграфическая колонка с выделением области и интервала исследования

происходит испарение несколько групп компонентов, маркируемое появлением на пирограмме пиков: Sp S2 и S3 (Espitalie, 1985).

Пик Sj соответствует выходу свободных и сорбированных углеводородов (УВ), составляющих нефти и растворенные в них газы, и характеризует объем уже сгенерированных УВ, находящихся в поровом пространстве породы. Параметр S2 отражает остаточный генерационный потенциал породы и характеризует объем УВ, который может быть сгенерирован в будущем в ходе дальнейшей естественной эволюции при полной реализации нефтематеринского потенциала ОВ породы. По сумме показателей Sj и S2 определяется общий генетический потенциал, которые способна реализовать изучаемая неф-тегазоматеринская порода.

Температура, при которой отмечается наибольшая интенсивность выхода УВ при термолизе, обозначается как Tmax и характеризует степень катагенетической пре-образованности ОВ породы.

Пик S3 фиксирует количество выделившихся углекислого и угарного газов (CO и CO2). По количеству образовавшихся углеродсодержащих соединений СО, СО2 и УВ рассчитывается общее содержание органического углерода в породе Сорг (TOC), которое крайне важно при определении качества изучаемой нефтегазоматеринской толщи (НГМТ). Помимо этого, дополнительно рассчитываются водородный индекс HI и кислородный индекс OI (Тиссо, Вельте, 1981).

Для проведения пиролиза (термолиза) применяют пи-ролизаторы и пироприставки нескольких научных марок: наиболее распространены Rock Eval 6 (Vinci Technologies, Франция) и HAWK (Wildcat Technology, США), также

используют SR Analyser (Weatherford Laboratories, США), EGA/PY-3030D (Frontier Lab, Япония), ТМС (Ярославль, Россия), Масс-спектрометрический аналитический комплекс «Литотерм-Ш00» (Винэкс, Беларусь) и др. Перед началом исследования для контроля точности измерений производят стандартную процедуру калибровки прибора на эталонном образце, после чего процедуру пиролиза проводят согласно аттестованной методике в соответствии с требованиями ГОСТ Р 8.563-2009 «Государственная система обеспечения единства измерений».

Верификация имеющихся пиролитических данных

Ввиду использования данных различных источников, к их интерпретации стоит подходить с особым вниманием и анализировать значения, не вызывающие сомнений в их корректности получения и дальнейшего применения. Поэтому перед началом аналитической части работы к имеющимся данным были применены определенные фильтры, исключающие значения, которые могут некорректно повлиять на общий объем анализированных данных.

В первую очередь стоит учесть первичный фильтр использования результатов пиролиза, указанный разработчиками прибора Rock-Eval. При содержании TOC в породе менее 0,3 % и выходе УВ в пике S2 менее 0,09 мг уВ/г породы возрастает разброс измеряемых значений, а значит полученные результаты следует считать непригодными для оценки нефтегазогенерационных свойств пород (Тиссо, Вельте, 1981; Лопатин, Емец, 1987). Таким образом, для оценки генерационного потенциала, типа и зрелости оВ используются только результаты пиролиза по

НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ЖУРНАЛ

образцам с содержанием органического углерода (ТОС) превышающим 0,3% и значением S2 свыше 0,09 мг УВ/г породы.

Однако для использования значений параметра Tmax применяются более жесткие критерии отбора. В некоторых случаях при низком остаточном генерационном потенциале и небольших значениях содержания Сорг пирограмма в пределах зоны определения параметра S2 не имеет ярко выраженного пика - более пологий или раздвоенный пик (рис. 2). Тогда время замера Tmax может быть определено с ошибкой, а его численное значение иметь искаженную величину (Филипцов, 2015). В таких случаях, когда величина пика S2 не превышает 1 мг УВ/г породы и содержание органического углерода не превышает 1%, использование численного значения параметра Tmax некорректно и может привести к искаженной оценке степени катагенетической преобразованности породы.

Необычно низкие значения Tmax для изучаемых проб могут быть связаны с наличием вторичных битумов. Часто они имеют низкую степень катагенетической преобра-зованности и совместно с углеводородными флюидами могут при пиролизе сформировать смещенный или раздвоенный S2 пик с необычно низкими Tmax (Филипцов, 2015). Появление второго пика S2' обуславливается вкладом смолистых компонентов аллохтонных битумоидов (Басалаева, 2015). При сравнении пирограмм до и после экстракции (рис. 2б) выявлено, что после экстракции пик S2' практически исчезает, а конфигурация пика S2 уменьшается и смещается в правую сторону (Козлова и др., 2015). Образцы с присутствием аллохтонных битумоидов и наличием второго пика S2' на пирограмме в большинстве случаев характеризуются пониженными значениями Tmax. Поэтому при анализе необходимо использовать экстрагированные пробы пород.

Наличие аллохтонных битумоидов в исследуемом интервале пород можно определить по рассогласованию между показаниями параметров HI и Tmax. Показания HI связаны со степенью реализации нефтегазогенераци-онного потенциала - при возрастании катагенетической преобразованности органическое вещество претерпевает карбонизацию, а его водородный индекс HI и показатель S2 стремятся к нулю (Филипцов, 2015). Показания Tmax при этом должны иметь повышенные значения, характерные для зрелого ОВ. В противном случае высокие значения

водородного индекса Н1 и, напротив, заниженные значения температуры максимального выхода углеводородов при крекинге керогена Ттах свидетельствуют об ал-лохтонном происхождении битумоидов этих образцов (Басалаева, 2015).

Подобная зависимость отмечается и при «эффекте Эспиталье», когда пониженные значения Ттах отмечаются при высоких показаниях S1, что говорит о присутствии свободных УВ в незрелой (по показаниям Ттах) нефтега-зоматеринской породе, что также является достоверным критерием присутствия эпигенетичных жидких углеводородов (Лопатин, Емец, 1988).

Присутствие в породе мигрировавших битуминозных компонентов можно выявить на основе распределения концентраций хлороформенных битумоидов среди образцов. Битумоиды представляют собой компоненты органического вещества, извлекаемые из него и породы органическими растворителями (хлороформом, бензолом, петролейным эфиром, ацетоном, спирто-бензолом и др). В практике геохимических исследований обычно используется хлороформ, экстрагирующий наиболее нейтральные, близкие к нефти по составу фракции ОВ -хлороформенные битумоиды (ХБ). В.А. Успенским в 1958 г. была установлена закономерность, что «с увеличением доли битуминозных компонентов в ОВ пород уменьшается его содержание» или с увеличением дисперсности ОВ доля битумоидов в нем растет. Позднее Н.Б. Вассоевич установил подобную обратную зависимость для ОВ современных осадков (рис. 3). Соблюдение этой закономерности является основой для выделения автохтонных или сингенетичных битумоидов, а зависимость между биту-моидным коэффициентом (в) и содержанием Сорг называется зависимостью Успенского-Вассоевича. (Успенский и др., 1966; Вассоевич, 1958; Вассоевич и др., 1984):

в = (ХБ/Сорг) 400 %.

В случаях, когда закономерность соблюдается, и с ростом содержания Сорг уменьшается доля битумоид-ного коэффициента, битумоиды относят к автохтонным, т.е находящимся на месте своего возникновения в адсорбированном состоянии. При этом коэффициент битуминозности автохтонных битумоидов не должен превышать 20-25%.

В случаях, когда закономерность Успенского-Вассоевича не соблюдается, а битумоидный коэффициент

Время анализа, мин

алохтонный битумоид

параавтохтонный битумоид автохтонный битумоид

Рис. 2. Примеры пирограмм с низким значением S2 (а) и наличием второго пика S2' у неэкстрагированного образца (б), отражающие сложность выделения пика выхода УВ и определения времени замера температуры

0,5 1 1,5 2

Сорг, % на породу

Рис. 3. Зависимость битумоидного коэффициента (в) от содержания органического углерода в отложениях нижнего венда из скважин и обнажений Восточно-Сибирского НГБ

превышает 25%, битумоиды относят к паравтохтонному или аллохтонному типам. Параавтохтонные битумоиды претерпели незначительные перемещения внутри толщи, т. е. уже утратили связь с исходным ОВ, однако находятся в непосредственной близости от места образования и не покинули толщу в целом. Объем параавтохтонных битумоидов включает в себя автохтонные битумоиды и миграционную часть битумоидов соседнего участка. Их битумоидный коэффициент составляет 25-45%. Аллохтонные битумоиды не имеют генетической связи с вмещающей толщей, а высокие значения битумоидного коэффициента ß > 40-50% являются надежным показателем эпигенетичности битумоидов (Баженова и др., 2000).

С использованием данной зависимости рассмотрено содержание эпигенетичных битумоидов в породах нижневендского комплекса для изучения путей и возможности миграции аллохтонных битумоидов в нижневендский резервуар. Часть образцов вписывается в зависимость Успенского-Вассоевича (рис. 3) и имеет пониженное значение битумоидного коэффициента ß. Однако также присутствуют и образцы, не удовлетворяющие этим критериям, что свидетельствует об их эпигенетичности и, вероятно, связано с накоплением битуминозных компонентов, мигрировавших из смежных более обогащенных органическим веществом осадков (Успенский и др., 1966) рифейского и ранневендского возраста. Помимо этого, у проб нижневендского комплекса выявлена зависимость увеличения содержания битумоидных компонентов с увеличением глубины (рис. 4), и это говорит о том, что изучаемые формации «набирали преобразованность» при постепенном погружении бассейна на фоне редких менее значительных (по сравнению с позднерифейским аплифтом) воздыманий.

Возвращаясь к верификации пиролитических параметров, величина Tmax в значительной степени зависит от присутствия мигрировавших битумоидов. Поэтому при интерпретации результатов пиролиза и анализа полученных значений параметра Tmax стоит учитывать возможность наличия в образцах некоторого количества вторичных битумов, являющихся эпигенетичными с ОВ, и при наличии подтверждающих это битуминологических исследований исключать такие образцы из выборки.

0 20

40

Vi

80

\j

автохтонные битумоиды

Рис. 4. Зависимость изменения битумоидного коэффициента с глубиной проб нижнего венда

парааетохгонные и алохтонные битумоиды

Таким образом, перед началом анализа генерационного потенциала ОВ пород из общего объема данных исключены пробы с содержанием TOC ниже 0,3% и S2 ниже 0,09 мг УВ на г породы. А перед началом анализа катагенетической преобразованности пород по параметру Tmax и определением типа ОВ исследуемых интервалов были исключены пробы, имеющие:

- содержание TOC<1%;

- величину S2<1 мг УВ/г породы;

- пробы с высокими значениями HI и Sj при нехарактерно низких Tmax;

- пробы с присутствием эпигенетичных битумоидов, при несоблюдении зависимости Успенского-Вассоевича и значениях битумоидного коэффициента ß>40-50%.

Для наглядного представления значимости применения данных фильтров на рис. 5 представлено сравнение двух графиков до и после исключения из исследования вышеописанных групп.

Анализ пиролитических параметров, оценка качества и преобразованности нгМт

Нельзя отрицать тот факт, что основной вклад в не-фтегазоносность венд-кембрийского комплекса Лено-Тунгусского НГБ несут рифейские нефтегазоматеринские толщи. Однако толщи, способные генерировать углеводороды, присутствуют также в вышележащих породах нижнего венда, в основном в интервалах непского и тирского горизонтов (Баженова и др., 2011). Рассмотрим генерационные возможности нижневендских преимущественно терригенных отложений и их вклад в нефтегазоносность бассейна в качестве нефтегазоматеринской толщи.

Нефтегазоматеринские формации нижнего венда представлены темноцветными глинистыми и глинисто-карбонатными отложениями. Улучшенными нефтегазо-материнскими свойствами обладают: ванаварская свита, распространенная в пределах Байкитской антеклизы и Катангской седловины, непская и нижнемотская свиты - в пределах Непско-Ботуобинской антеклизы, торгинская и сералахская свиты, расположенные в области северного окончания Предпатомского прогиба (рис. 1).

Для оценки генерационного потенциала отложений используются значения общего содержания органического углерода (TOC, total organic carbon) и суммы пиков Sj и S2, определяющей общий объем углеводородов, сгенерированных при полной реализации нефтемате-ринского потенциала ОВ в процессе эволюции НГБ. Для наглядности связь двух параметров представляют в виде графика, с помощью которого можно классифицировать нефтегазоматеринские породы по величине генерационного потенциала как: удовлетворительный или потенциальный, высокий и очень высокий потенциал исследуемой материнской формации.

Породы непского горизонта имеют относительно низкие значения содержания TOC (рис. 6). Содержание органического углерода не превышает 1% в 85% проанализированных образцов. Пробы с повышенным содержанием TOC тяготеют к районам Катангской седловины, восточного склона Непско-Ботуобинской антеклизы и северного окончания Предпатомского краевого прогиба. Однако даже при рассмотрении проб с преобладающим содержанием TOC, его содержание колеблется в пределах

НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ЖУРНАЛ

Рис. 5. Сравнение модифицированных диаграмм Ван-Кревелена и графиков оценки генерационного потенцила до и после применения фильтров

Генерационный потенциал

Превосходный

од

0,01

Очень высокий i t

• 4 Высокий . JL j CP % и

• 'f Л 4 Удовлетворительный g* • * ч А\. • @

Ф д • д • д д д

Принадлежность к тект-м элементам:

• Байкитская антеклиза Катангская седловина

• Курейская синеклиза

• Непско-Ботуобинская антеклиза

• Предпатомский прогиб

о Присаяно-Енисейская синеклиза

• Скважины А обнажения

0,01

0,1

тос,*

Рис. 6. Генерационный потенциал нижневендских отложений

от 1 до 3,5% и лишь в единичных случаях достигает 4,5-5,5%. Данное распределение связано с разнообразием обстановок накопления отложений непского горизонта.

Процентное соотношение меняется при анализе параметра S1+S2. Значением равным или превышающим 1 мг УВ на г породы здесь обладает 41% проб, тем самым определяя генерационный потенциал непского горизонта как удовлетворительный и высокий.

Yа графике с определением генерационного потенциала пород (рис. 6) можно отметить боковой тренд, представленный главным образцом пробами из обнажений

Предпатомской и Присаяно-Енисейской областей. Такое положение проб объясняется тем, что данные образцы отобраны достаточно близко к поверхности, ввиду чего были в значительной степени подвержены процессам выветривания. Летучие УВ ушли из пород обнажений, тем самым снизив значения пика Sp характеризующего содержание свободных УВ. При высоких значениях ТОС низкие значения суммы пиков Sj и S2 смещают график в правую сторону относительно общего тренда.

Замеры содержания TOC, показанные на графике (рис. 6), также вынесены на схему (рис. 7), согласно которой пробы с повышенным содержанием органического вещества отнесены главным образом к двум зонам: зона Катангской седловины и восточный склон Непско-Ботуобинской антеклизы в зоне сочленения с Предпатомским прогибом. Перспективность Предпатомского прогиба с точки зрения источника УВ-флюидов также описана в работах Ларичева А.И. с соавторами (1987) и Баженовой Т.К. с соавторами (2014). Повышенные содержания TOC связывают с соответствующими обстановками осадконакопления, в которых могли накапливаться материнские прослои. Зоны с повышенными значениями TOC также могут быть расширены в прилегающие районы с аналогичными палеофациальными условиями, где также предполагается накопление оВ в повышенных концентрациях, что однако не всегда подтверждено фактическим материалом из-за большой глубины залегания нижневендских интервалов. Например, повышенное содержание TOC также

S 2

ntfodou J/aA 'ïS+15

предполагается в районе Курейской синеклизы и Предпатомского прогиба. Однако скважинные данные в этих районах отсутствуют, и мы можем полагаться только на пале-офациальные карты, построенные по картам изопахит (Сивкова и др., 2018; Ларичев, Чеканов, 1987) с использованием метода мощностей и экстраполированных данных сверхглубоких скважин.

Для определения типа ОВ использовалась диаграмма с применением пиролитических параметров HI, Tmax. Однако тип ОВ вендских НМТ в большинстве случаев определить достаточно сложно. Древние вендские формации имеют длинную геологическую историю и вследствие этого высокую степень преобразованности, которая отра-'I жается в низких современных зна-¡В чениях параметра HI. Пониженные

§ значения водородного индекса HI vo _

iНе можете найти то, что вам нужно? Попробуйте сервис подбора литературы.

° смещают вниз точки проб на диа-

g грамме (рис. 8). Однако исходный

N водородный индекс НГМТ непского

горизонта был значительно выше

(около 350-400 мг на г Сорг), что

g позволяет отнести ОВ нижневенд-

§ ских формаций к сапропелевому II

¡^ типу. Смещение в зону III типа так-

^ же может быть связано с влиянием

s

чг s

процессов окисления на ранних стадиях диагенеза. Данное заклю-g чение удачно демонстрируется на | диаграмме с отношением параме-g тров HI и OI, где влияние Tmax g исключено. Пробы, находящиеся в

ig зоне III типа, имеют повышенные

с

g значения кислородного индекса, что свидетельствует о наличии окисле-

& а

£

ния (рис. 9).

0 Важно упомянуть, что истинный ^ (гумусовый) третий тип ОВ в НГМТ 8 вендского возраста абсолютно невозможен, т. к. в додевонское время высшая растительность еще не

ig существовала, а значит и не проис-

1 ходило накопление ОВ гумусового § третьего типа. По этой же причине

g вендский интервал лишен прослоев

«

ц, углей, а следовательно, и витринита, ^ определение отражательной способ-j? ности которого является ключевым ^ и наиболее точным методом оценки в катагенетической преобразованности пород (Соболева, Гусева, 2010). При отсутствии значений по-ij казателя отражения витрини-¿ц та Rо оценка катагенетической

НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ЖУРНАЛ

www.geors.ru ГЕОРЕСУРСЫ

\ 0.50

У / / , It" - 0.75

------- / / /

— / ' /К" 1.0 /

• 1 \ ° 1 \ 1 / 1 .к" 1 7!

• 1 1 / 1 \ ' - ■! \ :

III ., у i • j \1

Принадлежность к тект-м элементам:

• Байкитская антеклиза Катангская седловина

• Непско-Ботуобинская антеклиза

• Предпатомский прогиб и Скважины

400 420 440 460 430 500

Ттах, 'С

Рис. 8. Диаграмма с соотношением параметров Ш-Ттах образцов нижневендских НГМТ

40 60

01, мг С02/ г Сорг

Рис. 9. Диаграмма с соотношением параметров Н1-01 образцов нижневендских НГМТ

преобразованности возможна на основе значений пиро-литического параметра Ттах, а также по данным анализа элементного состава керогена.

Важно еще раз упомянуть, что при оценке показаний Ттах использовались значения с применением фильтров, описанных в части верификации геохимических данных, для исключения некорректных значений из объема анализируемых проб.

Около 60% анализируемых проб имеют низкие значения Ттах (менее 440°С), определяя степень зрелости органического вещества преобладающего объёма проб как низкую. На большей части территории бассейна вендские НГМТ еще не достигли «нефтяного окна». Однако в общем объеме анализируемых проб присутствуют и те, что характеризуют прослои нижнего венда с повышенным содержанием ОВ как зрелые или попадающие в зону нефтяного окна. Согласно диаграмме Н1-Ттах (рис. 8) такие точки образцы присутствуют в районах Катангской седловины, Непско-Ботуобинской антеклизы и Предпатомского прогиба.

Для подкрепления пиролитических данных в определении степени зрелости ОВ нижневендских формаций, а также определения градации катагенеза по Конторовичу (1964) использованы результаты элементного состава керогена, а именно соотношение содержаний в органическом веществе углерода (СОВ), водорода (НОВ) и общей

доли азота (№В), кислорода (ООВ) и серы ^ОВ). Для этого была использована тригонограмма, основанная на модели эволюции элементного состава керогена основных генетических типов в катагенезе (Конторович, 1964; Богородская и др., 2005). Однако определение генетических типов по данной тригонограмме некорректно для протерозойских пород, т.к. разделение ОВ венда на аквагенное и терраген-ное невозможно, ввиду отсутствия последнего и наличия единого аквагенного источника ОВ для вендких толщ. Поэтому поля эволюции элементного состава керогена на тригонограмме нанесены пунктиром и не учитываются в анализе (рис. 10). Важно упомянуть, что согласно мнению авторов модели (Богородская и др., 2005) ее применение наиболее эффективно для высококонцентрированных разностей с содержанием органического вещества выше 0,4-0,5%. Породы с низким содержанием ОВ, представленного главным образом, окисленными сорбированными формами, часто имеют пониженные концентрации водорода, смещая маркеры данных проб. Поэтому при анализе из общего объема исключены образцы с низкими значениями сорг на породу.

согласно тригонограмме (рис. 10) преобладающая часть исследуемых образцов (70% от общего объема), принадлежащих к разрезам непского горизонта в пределах Катангской седловины и Непско-Ботуобинской антеклизы, вмещает ОВ, находящееся в начальной зоне нефтеобразования, попадая в область МК1 по градации Конторовича. Меньшая часть проб соответствует стадии МК2 и по степени преобразованности должна находиться в зоне нефтяного окна.

Принцип определения зрелости по элементному составу керогена в этой тригонограмме основан на том, что при трансформации ОВ активно расходуется водородная составляющая, а концентрация водорода при этом увеличивается. Поэтому при построении схемы катагенетической преобразованности вендских отложений использованы значения доли углерода в органическом веществе, а образцы со значением сОВ, превышающим 77%, отнесены к достаточно преобразованным для генерации жидких УВ.

С учетом содержания углерода в органическом веществе (сОВ), а также значений Ттах и анализа структурных карт положения поверхностей рифейского и вендского комплексов построена схема катагенетической

N+0+S

НГО:

• Катангская

• Непско-Ботуобинская

• Предпатомская

Поля эволюционного элементного состава:

□ Керогена террагенного типа Керогена аквагенного типа

-. границы зон катагенеза

Рис. 10 Тригонограмма элементного состава керогена образцов нижнего венда в %, основанная на модели эволюции элементного состава керогена в катагенезе (Конторович, 1964; Богородская и др., 2005).

преобразованности пород вендского комплекса (рис. 11). На схему вынесены параметры, используемые при определении зрелости ОВ нефтегазопроизводящих пород: значения Ттах по результатам пиролиза и содержание углерода в ОВ, полученное по результатам определения элементного состава. В таблице 1 приведены параметры, использованные при построении схемы и соответствующие основным границам. Значения показателя отражения витринита при построении не использовались (ввиду отсутствия таковых), однако приведены в таблице для удобства типизации и указаны согласно шкале Н.Б. Вассоевича (1984) (Неручев и др., 1976).

В большей части территории бассейна НГМТ еще не достигли «нефтяного окна». На схеме зоны с низкой

зрелостью ОВ выделены серым оттенком и относятся к областям крупных поднятий районов Байкитской, Непско-Ботуобинской, Ангарской и Алданской антеклиз. Желтым цветом обозначены области начала нефтяного окна, где генерация жидких УВ возможна лишь в небольшом объеме. Зоны нефтяного и газового окон расположены в наиболее погруженных районах Курейской и Присаяно-Енисейской синеклиз, а также Предпатомского и Лено-Вилюйского прогибов, где отложения погружены на глубину более 3,5 км. Область выделения нефтяного окна в зоне Березовской впадины (значения Ттах - 441, 444°С) дополнительно подтверждена результатами новых исследований, проведенных авторами в 2020 г.

В этих областях степень зрелости ОВ вещества (по

Рис. 11. Схема катагенетической преобразованности ОВ нефтематеринских формаций нижневендского комплекса

Параметры Глубина Ттах, °С СОВ, % R0, % Градации катагенеза

Нефтяное окно (2500)3500-4500 (435)440-460 77-86 0.65-1.15 МК12-МК3

Газовое окно >4500 >460 >86 >1.15 мк4-ак1

Табл. 1. Граничные значения параметров, используемые для выделения зон катагенетической преобразованности ОВ вендских НГМТ

НЮЧНО-ТЕХНИЧЕСЩЙ ЖУРНАЛ

www.geors.ru ГЕОРЕСУРСЫ

Изменение значений Ттах с глубиной Изменение содержания С ов с глубиной VI

84 86

Ттах, °С

2003) присутствием кристаллов графита, образованного при трансформации углерода ОВ в глинистых разностях непского горизонта нижнего вендав пределах Непско-Ботуобинской антеклизы.

s 2850

'S

Принадлежность к Катангская в Непско-Ботуобинская Предпатомский 0 Байкитская тект-м элементам: 'седловина антиклиза прогиб ---------

антеклиза

Рис. 12. Изменение показателей СОВ (в процентах по оси абсцисс на графике слева) и Tmax (в м по оси абсцисс на графике справа) с глубиной (в м по оси ординат) образцов НГМТ отложений нижнего венда

увеличению значений параметров Tmax и СОВ) связана с увеличением глубины погружения отложений вендского комплекса. Но есть зоны, где эта связь отсутствует, и степень катагенетической преобразованности ОВ (согласно вышеуказанным параметрам) не зависит от степени погруженности исследуемой толщи, а значит, находится под воздействием других факторов.

Для выявления этих зон построены графики изменения содержания углерода в ОВ НГМТ и параметра Tmax с глубиной (рис. 12), по результатам которых можно отметить, что тренд увеличения показателей при возрастании глубины в целом отсутствует. Однако выявлены некоторые закономерности. Повышенные значения Tmax и СОВ в пределах Катангской седловины и Предпатомского прогиба в большинстве случаев характерны для повышенных глубин, в то время как изменения параметров в пределах Байкитской и Непско-Ботуобинской антеклиз от глубины зависит слабо.

На схеме (рис. 11) в пределах данных областей в зонах с низкой катагенетической преобразованностью (отмечены серым цветом) вендского комплекса можно отметить наличие проб с величиной Tmax превышающей 440°С и СОВ выше 77%. Данное рассогласование можно объяснить воздействием гидротерм и интрузий, влияющих на прогрев окружающей их области при внедрении (Самсонов и др., 2010). Так, скважины с повышенными значениями катагенетической зрелости расположены в областях развития разломов, где процессы внедрения интрузий и проявления гидротерм происходили наиболее интенсивно, а высокая преобразованность проб обусловлена контактовым тепловым прогревом, вызванным внедрением силлов долеритов в пермско-триасовое время, вскрытых во многих скважинах Байкитской и Непско-Ботуобинской антеклиз (Филипцов, 2015). Глубокий прогрев пород в областях развития интрузий также подтверждается по результатам работ (Симанович, Япаскурт,

Заключение

Оценка перспектив непского горизонта в качестве не-фтегазоматеринской формации по результатам пиролити-ческих данных в первую очередь должна начинаться с применения фильтров к исследуемым значениям. Для оценки генерационного потенциала используются значения с содержанием TOC выше 0,3%. А перед началом анализа катагенетической преобразованности пород по параметру Tmax и определением типа ОВ важно использовать пробы, имеющие содержание TOC >1%; S2 >1 мг УВ/г породы. Из расчетов исключают пробы с высокими значениями HI и Sj при нехарактерно низких Tmax и пробы с повышенными значениями битумоидного коэффициента ß > 40-50%, свидетельствующие о наличии аллохтонных битумоидов в исследуемой породе. Проведение пиролиза необходимо проводить на экстрагированных образцах, поэтому в развитие данной работы планируется отбор дополнительных проб и проведение анализа с экстрагированным керогеном для уточнения границ выделенных зон.

Присутствие эпигенетичных битумоидов в изученной части разреза подтверждено и свидетельствует о том, что в осадочном чехле Лено-Тунгусского НГБ активно протекали процессы миграции УВ. Часть рифейских и вендских УВ покинула материнские прослои и мигрировала в вышележащие толщи.

Нефтегазоматеринские прослои нижнего венда имеют удовлетворительный и высокий генерационный потенциал с преимущественно вторым типом ОВ. Их катагене-тическая преобразованность на большей части бассейна низкая, а области нефтяного и газового окон отмечаются в наиболее погруженных районах синеклиз. Локальный прогрев отмечается в зонах развития интрузивных тел, влияющих на значительную преобразованность ОВ в зонах развития интрузий.

Наиболее перспективными для генерации углеводородов в интервале непского горизонта являются осевые зоны Курейской синеклизы и западного борта Предпатомского прогиба, где прогнозируются улучшенные качества НМТ нижнего венда и достаточная зрелость для генерации УВ.

Благодарности

Авторы выражают искреннюю благодарность рецензенту за уделенное время, точные и конструктивные замечания, которые позволили улучшить содержание и общее восприятие статьи.

Литература

Баженова О.К., Бурлин Ю.К., Соколов Б.А. и др. (2000). Геология и геохимия нефти и газа. М.: Изд-во МГУ, 384 с.

Баженова Т.К., Дахнова М.В., Жеглова Т.П. (2014). Нефтематеринские формации, нефти и газы докембрия и нижнего-среднего кембрия Сибирской платформы. Под ред. А.И. Варламова, А.П. Афанасенкова. М.: ВНИГНИ, 128 с.

Баженова Т.К., Дахнова М.В., Можегова С.В. (2011). Верхний протерозой Сибирской платформы - основной источник нефтегазоносности её домезозойского мегабассейна. Нефтегазовая геология. Теория и практика, 6(2). http://www.ngtp.rU/rub/1/17_2011.pdf

Басалаева А.Ш. (2015). Геохимические исследования мезозойских

отложений восточной части Енисей-Хатангского регионального прогиба. Сборник трудов 69-й международной молодежной конференции. Москва: РГУ им Губкина, с. 28-34 с.

Богородская Л.И., Конторович А.Э., Ларичев А.И. (2005). Кероген. Методы изучения, геохимическая интерпретация. Новосибирск: Изд-во СО РАН, 254 с.

Вассоевич Н.Б. и др. (1984). Справочник по геологии нефти и газа. М.: Недра, 480 с.

Вассоевич Н.Б. (1958). Образование нефти в терригенных отложениях (на примере чокракско-караганских слоев Терского передового прогиба). Вопросы образования нефти. Тр. ВНИГРИ, вып. 128. Л.: Гостоптехиздат, с. 9-220.

Козлова Е.В., Фадеева Н.П., Калмыков Г.А, Балушкина Н.С., Пронина Н.В., Полудетскина Е.Н. и др. (2015). Технология исследования геохимических параметров органического вещества керогенонасы-щенных отложений (на примере баженовской свиты, западная сибирь). Вестн. Моск. Ун-та. Сер. 4. Геология, 5, с. 44-53.

iНе можете найти то, что вам нужно? Попробуйте сервис подбора литературы.

Конторович А.Э. (1964). Геохимия юрских и нижнемеловых отложений Западно-Сибирской низменности в связи с их нефтегазоносностью. Автореф. дис. канд. геол.-мин. н. Новосибирск: СНИИГГиМС, 20 с.

Конторович А.Э., Трофимук А.А., Башарин А.К. и др. (1996). Глобальные закономерности докембрия Земли. Геология и геофизика, 37(8), с. 6-42.

Ларичев А.И., Чеканов В.И. (1987). Нефтегазогенерационный потенциал венд-кембрийских резервуаров Непско-Ботуобинской антеклизы и прилегающих территорий. Геология и геофизика, 10, с. 26-33.

Лопатин Н. В., Емец Т.П. (1987). Пиролиз в нефтегазовой геохимии. М.: Наука, 144 с.

Неручев С.Г., Вассоевич Н.Б., Лопатин Н.В. (1976). О шкале катагенеза в связи с нефтегазообразованием. Тр. XV сессии МГК. Доклады советских геологов. Горючие ископаемые. М.: Наука, с. 47-62.

Самсонов В.В., Ларичев А.И., Чеканов В.И., Соловьев В.В. (2010). Особенности геологического строения нефтегазовых комплексов и оценка перспектив нефтегазоносности южной части Сибирской платформы. Геология и геофизика, 51(11), с. 1545-1564

Сивкова Е.Д. Коробова Н.И., Сауткин Р.С., Ступакова А.В. (2018) Выявление зависимостей изменения мощностей и свойств отложений ва-наварской свиты в зоне сочленения Байкитской антеклизы и Катангской седловины. Ученые записки Крымского федерального университета им. В.И. Вернадского. География. Геология, 4(1), с. 175-180.

Симанович И.М., Япаскурт О.В. (2003). Стадии и зоны постседимен-тационного литогенеза осадочных формаций. Генетический формацион-ный анализ осадочных комплексов фанерозоя и докембрия. Материалы 3-го Всероссийского литологического совещания. М.: МГУ, с. 27-29.

Соболева Е.В., Гусева А.Н. (2010). Химия горючих ископаемых. М.: Изд-во Мос. ун-та, с. 249-251.

Старосельцев В.С. (2015). Структурно-тектоническая карта нефтегазоносных провинций Сибирской платформы. Новосибирск: СИНИИГГиМС.

Тимошина И.Д. (2005). Геохимия органического вещества нефтепро-изводящих пород и нефтей верхнего докембрия юга Восточной Сибири. Новосибирск: Изд-во СО РАН, филиал «ГЕО», 166 с.

Тиссо Б., Вельте Д. (1981). Образование и распространение нефти. Москва: Мир, 501 с.

Успенский В.А. , Радченко О.А. (1947). К вопросу генезиса типов нефтей. Труды ЦНИГРИ, вып. 19. Л.-М.

Успенский В.А., Родионова К.Ф., Горская А.И., Шишкова А.П. (1966). Руководство по анализу битумов и рассеянного органического вещества горных пород (для лабораторий геологоразведочных организаций). Л.: Недра, 316 с.

Филипцов Ю.А. (2015). Нефтегазоносность верхнего протерозоя западной части Сибирской платформы. диссертация на соискание доктора геолого-минералогических наук. Красноярск: ИНГГ СО РАН, с. 171-172.

Espitalie J., Deroo G., Marquis F. (1985). La pyrolyse Rock-Eval et ses applications (Premiere partie). Rev. Inst. frans. petrole, 40(5), pp. 563-579. https://doi.Org/10.2516/ogst:1985035

Сведения об авторах

Екатерина Дмитриевна Сивкова - инженер кафедры геологии и геохимии горючих ископаемых, Московский государственный университет имени М.В. Ломоносова