CC BY
296
УДК 553.98 (470.1)
ОСОБЕННОСТИ НАФТИДОГЕНЕЗА В ТИМАНО-ПЕЧОРСКОМ НЕФТЕГАЗОНОСНОМ БАССЕЙНЕ
С.С. КЛИМЕНКО, Л.А. АНИЩЕНКО
Институт геологии Коми НЦ УрО РАН, г.Сыктывкар [email protected]
В разрезе пород выделены нефтематеринские, нефтегазоматеринские и газоматеринские породы (богатого, среднего и низкого потенциалов). Органические вещества пород испытали различные палеотемпературные воздействия. Выделены территории развития зоны главной фазы нефтегенерации, стадий МК3-МК5 и МК5-АК3. В процессе реализации УВ потенциала сформированы различные эволюционные типы углеводородных систем силурийских, нижнедевонских толщ, терригенного девона и доманика. Залежи нефти могут быть обнаружены в платформенных впадинах, газовые и газоконденсатные - в ав-лакогене и Предуральском прогибе.
Ключевые слова: Тимано-Печора, нафтидогенез, нефтегазоносный бассейн, углеводородные системы, катагенез
S.S. KLIMENKO, L.A. ANISHCHENKO. FEATURES OF EVOLUTION OF NAPHTHIDE GENESIS OF TIMAN-PECHORA BASIN
In a cut of rocks are allocated oil sources, oil-gas sources and gas sources rocks (rich, average and low potential). The organic matter of the rock have tested various paleotemperature influences. Territories of development of zone "oil window", catagegenetic stages of MK3-MK5 and MK5-AK3 are allocated. During realization of hydrocarbon potential various evolutionary types of hydrocarbonic systems of Silurian, Early Devonian, terigenious Devonian and Domanic rocks are generated. Deposits of oil can be found out in platform trough, gas and gas-condensate in avlakogene and the PreUral foredeep.
Key words: Timan-Pechora, naphthide genesis, petroleum basin, hydrocarbon systems, maturity
Введение
Тимано-Печорский нефтегазоносный бассейн расположен в северо-восточной части Европейской платформы и по структурно-тектоническому положению относится к окраинно-плитной структуре перед Новоземельско-Уральским складчатым поясом. По эволюционному развитию принадлежит к группе гетерогенных осадочных бассейнов. Он сформировался на фрагментах фундамента позднедокем-брийского бассейна в краевой части эпибайкальской плиты. Именно это определило активный унаследованный тектонический режим развития Тимано-Печорского осадочного бассейна.
Нефтегазоносность осадочных толщ зависит от многих факторов, определяющими среди которых являются соотношения во времени и пространстве процессов нефтегазообразования и нефтега-зонакопления. Эти процессы во многом контролируются эволюцией осадочно-породных бассейнов, отвечающей за распределение в разрезе основных «формирующих» нефтегазоносность элементов: генерирующих толщ, коллекторов, способных аккумулировать углеводороды, и флюидоупоров, которые в состоянии удерживать их скопления.
Как показали проведенные исследования палеозойских отложений Тимано-Печорского осадочного бассейна, составы нефтей и газов несут чет-
кую геохимическую информацию о биофациальных условиях накопления органического вещества и термической зрелости углеводородов. Широкое распространение отложений с потенциальными коллекторскими свойствами в палеозойском разрезе Тимано-Печорского осадочного бассейна, разнообразие их нефтегазогенерирующего потенциала и распределения в них природных резервуаров, зависимость от их строения продуктивности зон и районов нефтегазонакопления определили аспекты данной работы.
Геолого-структурная характеристика Тимано-Печорского осадочного бассейна
Тимано-Печорский осадочный бассейн структурно принадлежит к погруженной северовосточной части Европейской платформы. В континентальной своей части он составляет площадь около 320 млн км2, а объем осадочных пород -1.8 млн. км3 [1]. В его пределах выделяются крупнейшие региональные структуры первого порядка: Тиманская гряда, Печорская синеклиза, Пред-уральский краевой прогиб и западная мегазона Урала, включающая Северный, Приполярный и Полярный Урал (рис. 1). Складчатое позднедокембрий-ское основание выходит на дневную поверхность только в сводах поднятий на Канино-Тиманской гря-
ТЕКТОНИЧЕСКАЯ КАРТА ПЕЧОРСКОЙ ПЛИТЫ
Рис. 1. Структурно-тектоническое районирование Тимано-Североураль-ского региона (по: Тектоническая карта, 1985; Малышев, 2002).
де, Урале, Пай-Хое и южном острове Новой Земли. В бассейновой части фундамент вскрыт скважинами на глубинах от 0.5 км (восточный склон Тимана) до 4.5-5.0 км (север Печорской синеклизы). Платформенный чехол Тимано-Печорского бассейна имеет весьма непостоянную мощность, изменяющуюся от 10-14 км во впадинах Предуральского краевого прогиба до 4-7 км в центральных частях впадин Печорской синеклизы. На сводах и поднятиях мощность чехла обычно не превышает 3-4 км, а на Тиманской гряде и в осевой зоне Урала за счет глубокого эрозионного среза она сокращена до нуля [1].
В строении платформенного чехла Тиманской гряды участвуют отложения от лландоверий-ского до татарского яруса включительно, мощность которого изменяется от 0 до 2 км. На Южном и Среднем Тимане распространены отложе-
ния среднего-верхнего девона с покровами базальтов. Со стратиграфическим несогласием их перекрывают визейско-нижнепермские отложения. В отдельных впадинах развиты верхнепермские породы, а мезозойские образования обнаружены лишь на склонах гряды [2]. В структуре Печорской синеклизы платформенный чехол имеет наиболее полный и мощный разрез в северной и северо-восточной частях синеклизы. Общая мощность платформенного чехла изменяется от 0.8 км на Се-дуяхинском валу до 7.5-8 км на севере Колвинского мега-вала. Разрезы осадочного чехла от ордовика до кайнозоя, вскрытого буровыми скважинами, представлены широким фациальным спектром отложений: от континентальных песчаников и глин, лагунных эвапоритов, прибреж-но-морских песчаников и глин до морских мелководных и относительно глубоководных известняков, глин и силицитов. Карбонатные породы нижнего и верхнего палеозоя заключают многочисленные месторождения нефти и газа. В пределах Предуральского краевого прогиба по морфологии структур практически на всем протяжении выделяются внешняя (западная) и внутренняя (восточная) структурные зоны, разделенные Главным Приуральским надвигом [3]. По поверхности додоманиковых и нижнепермских отложений Предуральский краевой прогиб представляет собой серию впадин, разделенных поперечными поднятиями, в которых, как правило, орогенные формации эродированы. Разрез осадочного чехла мощностью до 10-14 км представлен отложениями континентальными, лагунными, морскими мелководными и глубоководными. Внешняя зона включает месторождения нефти и газа. Западно-Уральская мегазона представляет собой сложно дислоцированную восточную окраину перикратонного опускания, перекрытую аллохтонами, сложенными глубоководными комплексами. Мощности палеозойского карбонатного осадочного чехла в этой мегазоне существенно больше, чем в краевом прогибе.
При изучении строения осадочного чехла Тимано-Печорского осадочного бассейна методами сейсмостратиграфии был выявлен ряд важных сейсмических отражающих горизонтов, позво-
ляющих достаточно корректно проводить корреляцию палеозойских и мезозойских образований [4]. Одним из наиболее важных и динамически хорошо выраженных является отражающий горизонт, разграничивающий терригенные и осадочные комплексы ордовика-среднего девона и вышележащие преимущественно карбонатные толщи верхнего девона-нижней перми (рис. 2). Этот горизонт характеризует предфранский перерыв в
нафтидогенеза УВ в различных нефтегазоматерин-ских толщах, миграции флюидов и переформирования залежей на заключительных этапах геологического развития Тимано-Печорского НГБ.
В истории развития ТПСБ отмечаются три периода основного накопления органического вещества - силурийский, девонский, пермский. При этом максимальные концентрации ОВ накапливались в определенных геоморфологических и лито-
1 — сейсмические отражающие горизонты и их индексы, 2 — разломы, 3 — залежи углеводородов, 4 — скважины Рис. 2. Сейсмический разрез через северную часть Печоро-Колвинского авлакогена (по: Малышев, 2002).
осадконакоплении, который охватывает интервал от раннего до позднего девона в пределах территорий, испытывающих воздымание в раннем-среднем девоне. Верхнепалеозойский отражающий горизонт по кровле разновозрастных карбонатных толщ карбона и перми фиксирует сейс-моакустическую поверхность по резкой смене карбонатных пород терригенными. В составе палеозойской части Тимано-Печорского осадочного бассейна выделяются несколько структурных ярусов: ордовикско-нижнедевонский, нижнедевонско-среднедевонский, франско-турнейский, визейско-нижнеартинский, верхнеартинско-триасовый [4,5]. Они характеризуются определенным набором формаций, пространственной локализацией, тектонической приуроченностью и разделены региональными перерывами и структурными несогласиями [6].
Эволюция нафтидогенеза в Тимано-Печорском бассейне
Проявление последовательно палеозойско-раннемезозойских стадий тектогенеза, палеотекто-нические обстановки седиментогенеза обусловили формирование гетерогенного бассейна с внутри-плитными и окраинноплитными областями нефте-газоносности [7]. Современный характер нефтега-зоносности и распределения залежей сформировался за счет прерывисто-непрерывных процессов
лого-фациальных зонах, в более узкие возрастные интервалы. Так максимальное накопление ОВ в силурийских толщах происходило в окраинноплит-ных областях и в пределах современного Полярного Урала и Пайхоя. Химический состав граптолитовых сланцев Пай-Хоя и Лемвинской зоны Урала [8] свидетельствует о том, что они относятся к высокоуглеродистым (Сорг 3,4-6%) силитам, формирование которых происходило в глубоководных условиях. В окраинно-плитных и внутриплитных областях повышенные концентрации Сорг (3-6%) отмечены в глинистых доломитах и мергелях верхнего силура, нижнего девона, особенно в пределах отдельных впадин (Колвинская, Варандей-Адзьвинская, Падимей-Ярвожская зоны). В районах, где осадконакопление происходило в при-ливно-отливных прибрежных условиях, концентрации Сорг в породах понижены (<1 %).
На франское время приходится формирование доманиковых и доманикоидных толщ в относительно глубоководных и прибрежно- морских, в том числе озерных депрессионных условиях
осадконакопления в пределах палеовпадин мелководья р3Л-2) и относительно глубоководного шельфа, стабильного, преимущественно карбонатного мелководного осадконакопления р^-^). Наблюдается фациальная изменчивость доманиковых толщ, сопровождаемая изменением их углеводородного потенциала. В пределах развития рифо-генных фаций разрез представлен органогенными
известняками, доломитами и ангидритами. Они содержат мало органического углерода (Сорг<0.5%) и являются бедными нефтегазоматеринскими породами (НГМП), но обладают хорошими коллектор-скими свойствами. Богатые НГМП доманиковых отложений связаны с депрессионными фациями зарифовых и межрифовых впадин. В Предураль-ском прогибе бедные НГМП развиваются в пределах Верхнепечорского палеоподнятия. В Хорейвер-ской впадине значительную часть ее территории занимают рифогенные фации. На юге Верхнепечорской впадины время накопления доманикоид-ных толщ растягивается от среднего франа до нижнего фамена включительно. На орогенном этапе развития с верхнеартинского времени в формирующемся Предуральском прогибе накапливаются огромные массы органического вещества в породах морской и угленосной молассы. Осадки, обогащенные ОВ, накапливались в болотных, озерных и лагунных условиях в пермское время.
Распространение пород, обогащенных ОВ, территориально ограничено. Локально-зональное распространение высокоуглеродистых пород (Сорг> 6%) характерно для толщ всех стратиграфических уровней. Высокая плотность содержания ОВ распределена по площади и разрезу бассейна неравномерно. В Хорейверской впадине максимум плотности содержания ОВ приходится на O1-D1 и D3-C1t нефтегазоносные комплексы (рис.3). В пределах Ижемской впадины и Печоро-Колвинского авлако-гена существенное значение приобретает терри-генный девонский комплекс. В Косью-Роговской впадине максимальные плотности содержания ОВ приходятся на угленосные отложения перми (P1-P2). Геодинамические и литолого-фациальные условия осадконакопления в пределах всех нефтегазомате-ринских толщ предопределили формирование бедных, средних, богатых и очень богатых нефтегазо-материнских пород (табл.1). Материнские породы обладают нефтяным, газовым и нефтегазовым потенциалом. К нефтематеринским толщам относятся породы ордовика, силура, нижнего девона и дома-никовых фаций франа (табл.1). В них содержится преимущественно сапропелевый (I) тип ОВ с окисленными его разностями и гумусово-сапропелевый (II) с примесью гумусового (III) типа ОВ (рис.3, табл.1). Второй тип керогена (гумусово-сапропе-левый) в породах встречается практически по всему разрезу, а максимум распространения отмечается в терригенных девонских толщах. Газоматеринские породы с гумусовым (III) типом ОВ доминируют в каменноугольных и пермских толщах. По величине генерационного потенциала выделяют очень бедные, бедные, средние, богатые и очень богатые НГМП. Промышленная нефтеносность обычно обеспечивается тремя последними. Средние НГМП встречаются практически по всему палеозойскому разрезу (табл.1).
Богатые и очень богатые породы в окраинно-плитных областях и в пределах Печоро-Колвин-ского авлакогена выделены в широком стратиграфическом интервале, от силура до фамена. В стабильных зонах платформы (в Омра-Лузской седловине и Хорейверской впадине) богатые и очень бо-
гатые нефтегазоматеринские породы приурочены только к франским отложениям.
Реализация УВ потенциала в различных областях происходила неодинаково по интенсивности и времени. Отмечаются области с растянутой и сжатой по вертикали шкалой катагенеза. Прити-манские области характеризуются высокими палео-температурными градиентами и наиболее сжатой шкалой катагенеза. Максимально растянутая шкала и низкий палеотемпературный градиент (20-25°С/км) отмечаются в центральной части Пред-уральского прогиба. В Хорейверской впадине па-леогеотермический градиент средний (26-30°С/км). Палеогеологические реконструкции и анализ па-леопогружения и возможного палеопрогрева определенных стратифицированных уровней толщ позволили установить временную последовательность проявления начала главной фазы генерации нефти. Раннее время генерации нефти проектируется на силурийско-нижнедевонский период. Ордовикские толщи в пределах внешних зон северных впадин Предуральского прогиба в этот период достигли глубин, на которых проявляется зона нефте-генерации. Позднесилурийский очаг генерации нефти в ордовикских толщах мог проявиться локально в пределах Тэбукской ступени. Толщи ордовика на Кочмесе, Зап.Соплесе, Вуктыле вошли в зону генерации нефти в среднем-позднем девоне. В позднем девоне началась генерация нефти в тех же отложениях на Харьяге, в пределах Мичаю-Пашнинской и Варандей-Адзьвинской зон. В центральной части Хорейверской впадины генерация нефти проявилась только в пермское время (Сандивейская и другие площади).
Процесс генерации нефти в силурийских толщах начался в позднедевонское время в Пред-уральском краевом прогибе, Печоро-Колвинском авлакогене; в пределах Мичаю-Пашнинской зоны -в каменноугольное время, на Сандивее - в поздне-пермское. Находки самородной серы в отложениях верхнего силура (В.Лодма), проявление твердых битумов и тяжелых смолистых нефтей на ряде площадей, контактирующих с Предуральским прогибом, свидетельствуют о додевонском формировании и разрушении нефтяных залежей. В пределах Хорейверского палеосвода формирование автохтонных залежей нефти в силурийских отложениях могло происходить только в позднепермский-раннемезозойский период.
Девонские отложения включились в процесс генерации нефти в пределах платформы в пермское время и на ее большей части не вышли из фазы нефтегенерации. Зоны апокатагенеза выявлены только в Предуральском прогибе. Время проявления ГФН в девонских толщах Предуральского прогиба и платформенных областях неодинаковое. Толщи девона в пределах прогиба вступили в ГФН в каменноугольный период, в платформенных областях - в пермский-мезозойский.
Особенности геологического развития бассейна, ограниченность распространения зон максимального прогрева толщ, смена режима последовательной демиссии на инверсию определили нарушенность онтогенеза УВ (рис.4), значительную
Хорейверская Ижемская впадина Печоро-Колвинский Варандей-Адзьвинская Косью-Роговская Верхнепечорская
впадина авлакоген зона впадина впадина
Рис. 3. Распределение плотности содержания ОВ по осадочному разрезу и тектоническим элементам бассейна.
Таблица 1
Характеристика нефтегазоматеринских пород Тимано-Печорского бассейна
Возраст толщ Катагенез Породы Сорг, % S2 мгУВ/г породы HI мгУВ/гСо рг 10х^1 + S2) кгУВ/т породы Тип керогена Области, зоны
Очень богатые
МК1 сланцы мергели 8-15 46-100 632-900 50-80 I внутр.
D3f2-fm МК2 сланцы мергели 6-10 30-50 480-580 30-46 II-I внутр.
МК3-4 мергели доломиты 2-6 18-50 440-513 20-25 II-I ПКП
МК2 аргиллиты 2-7 20-55 560-751 60-72 II-I внутр.
D3f1-2 терр. МК3 аргиллиты 2-5 13-45 450-500 30-50 II-I внутр, ПКП
МК2 мергели доломиты 3-7 10-55 612-812 20-60 I внутр.
S-D1 МК3-4 мергели доломиты гл. известняки 1,5-4 8-25 454-600 15-30 I ВАЗ, КМ, ПКП
Богатых
МК2 доломиты 1,5-2 7-16 370-500 35-50 II-I внутр.
D3f-fm МК3 аргиллиты мергели 2-3 4-6 165-400 20-25 II-I ПКА, ПКП
D2 МК3-4 аргиллиты 1-3 1-5 170-280 10-40 II-I ПКП
МК2 мергели 1-3 6-10 280-460 35-55 II-I внутр.
S-D1 МК3-4 мергели доломиты 0,6-2 2-8 150-400 20-60 II-I внутр.
Средних
МК1 аргиллиты угл. аргиллиты 0,5-4 1,5-5 100-290 20-25 III-II внутр.
P2-P1 МК2 аргиллиты угл. аргиллиты 0,6-4 1,5-4 80-215 ~20 III-II
МК3-4 аргиллиты угл. аргиллиты 1-3 1-2,5 60-140 10-15 III-II ПКП
МК1 аргиллиты 0,5-3 1,7-5 160-285 20-25 III-II внутр.
Civ МК2 аргиллиты 0,5-2 2-4 140-200 16-20 III-II
МК3-4 0,5-2 1,5-3 70-180 10-20 III-II ПКП
МК1 мергель 1-3 2-6 150-300 20-30 III-II внутр.
D3f-fm МК2 мергель 0,6-2,5 1,2-3 130-200 15-20 III-II ПКП
МК3-4 мергель 0,5-1,5 1-2 100-140 15-20 III-II
S-D1 МК3-4 доломиты 0,5-1,5 <2 80-160 ~20 II
Принятые сокращения в таблице: внутр. - внутриплитные, ПКП - Предуральский краевой прогиб, ВАЗ -Варандей-Адзьвинская зона, КМ - Колвинский мегавал, ПКА - Печоро-Колвинский авлакоген.
Рис. 4. Карта времени вхождения подошвы средне-верхнеордовикских толщ в главную фазу генерации нефти.
дегазацию недр, неоднократную миграцию УВ, разновременное формирование, переформирование месторождений и специфическую фазовую зональность нефтегазоносности [7]. Установлено территориальное размежевание углеводородов по фазовому состоянию (рис.5). Вертикальный катагенети-ческий ряд нефтегазоносности Тимано-Печорского бассейна неполный. Здесь потеряны газы и легкие газоконденсаты нафтенового состава биохимической и начальной зон нефтегазогенерации. В вертикальном разрезе выделяются зоны нефтегазонакоп-ления, нефтегазоконденсатонакопления и легких газоконденсатов и газов. Им присущи определенные геохимические параметры, отражающие степень зрелости УВ или катагенетический уровень их образования и соотношения газовой и жидких фаз
углеводородных систем. Характеристика физико-химических свойств, компонентный состав, массовое распределение газовой и жидкой составляющих в системах, а также величины некоторых показателей зрелости по газам, бензинам и высокомолекулярным (стера-новым) углеводородам приведены в табл.2.
Зоны нефтегенера-ции и нефтенакопления приурочены к стабильным платформенным областям - Хорейверской и Ижма-Печорской (по старому районированию) впадинам. Здесь выделены различные по свойствам нефти в широком стратиграфическом диапазоне от верхнего ордовика до верхней перми включительно. Физико-химические свойства нефтей позволяют выделить следующие типы: очень тяжелые и тяжелые, сернистые и высокосернистые; средние нефти, смолистые, парафинистые, редко высокопарафини-стые с низким газо- и бен-зиносодержанием; легкие и очень легкие нефти. Большей частью легкие и очень легкие приурочены к нижним нефтеносным толщам D1; D2_3), тяжелые и очень тяжелые нефти часто распространяются в пермских и каменноугольных отложениях. В пределах отдельных структурно-тектонических зон (Салюка-Макарихинский, Мичаю-Пашнинский валы) утяжеление нефтей в верхних горизонтах не наблюдается, самые тяжелые нефти (Средне-Макарихинское месторождение) выявлены в силурийских отложениях.
Согласно геохимическим показателям, отражающим уровень зрелости углеводородов и их генетическую основу, в Тимано-Печорском бассейне распространены различные эволюционно-генетические типы УВС. На основании корреляции величин алкано-вых, стерановых, тритерпановых углеводородов, нефтей и РОВ выделены генотипы нефтей силурийских, нижнедевонских карбонатных отложений, терри-генных отложений девона и кремнисто-глинисто-карбонатных отложений доманика и мергелистых до-маникоидов среднего и верхнего франа (табл.3).
Рис. 5. Распределение зхон нефте- и газонакопления в Тимано-Печорском нефтегазоносном бассейне.
Колебания значений геохимических показателей связаны с изменениями их в зависимости от литолого-фациальных условий накопления органического вещества и степени зрелости углеводородов. Так, в пределах Хорейверской впадины незрелые нефти кыновско-саргаевских материнских толщ (скв. 2-Янемдейская, Тединская, Сюрхаратинская, Северо-Сихорейская) отличаются от нефтей терри-генных отложений девона Ижма-Печорской впади-
ны. Последние относятся к зрелым, формирование исходного ОВ здесь происходило в окислительных условиях мелководья, величина показателя С30гопан/С27аастеран здесь меньше. В Ижма-Печорской впадине развиты в основном нефти двух генотипов - терригенных толщ девона и доманико-вых толщ. Последние имеют наибольшее территориальное и стратиграфическое распространение р2_3-Р2). В Хорейверской впадине развиты нефти
Таблица 2
Характеристика эволюционных типов углеводородных систем (УВС) Тимано-Печорского бассейна
Показатели Нефтяные системы (НС) Нефтегазоконденсатные системы (НГКС) и их дифференциаты Легкие газоконденсат-ные (ГКС) и газовые системы (ГС)
Зоны катагенеза ^о, %) 0.5-0.7 0.7-1.0 1.0-1.3 1.3 - 1.75 >1.8
Степень зрелости низкая средняя высокая высокая высокая
Газовые
Типы нефтей и УВС Полнокомпонентные и разрушенные (НС) Катагенные и дегазированные (НС) Ретроградные и катагенные (НС) Нефтеконден-саты (НКС) Газоконденсаты (ГКС) (ГС) и легкие газоконденсат-ные (ГКС)
Массовая доля газа, % 3 -20 5 - 25 20 - 35 25 - 35 60 - 70 70 - 80 90 - 100
Плотность жидких УВ, г/см3 0.95 - 0.86 0.90 - 0.85 0.85 - 0.82 0.85 - 0.83 0.82 - 0.76 0.79 - 0.76 0.76 - 0.70
Содержание, %
Факции НК 200°С 3 - 20 5 - 25 15 - 30 21 - 34 33 - 35 60 - 80 100
Факции >300°С >60 55 - 60 48 - 52 40 - 46 35 - 45 <15 -
Асфальтены 6 - 15 3 - 8 3 - 4 0.5 - 1.2 0.5 - 0 0.2-0 -
Показатели зрелости
ИСУ метана, -5С13%о -44 -45 -49 -53 -42 -48 -39 -44 -37 -42 -35 -30
п-алканы ьалканы 0.3 - 0.8 0.6 - 1.1 0.9 - 2.0 0.5 - 1.0 0.7 - 0.9 0.8 - 1.0
ЦГ/ЦП 0.4 - 0.6 0.6 - 1.3 0.8 - 2.0 0.9 - 2.3 2.3 - 2.6 2.0 - 2.8
С2920S/20S+R стеран 0.43 - 0.47 0.48 - 0.5 >0.5 - 0.53 0.5 - 0.55 0.5 - 0.55 - -
Таблица 3
Геохимическая характеристика основных генетических типов нефтей Тимано-Печорского бассейна
Генотип С31/С19 Рг/РЬ| Ю 2С7 пС-ш+пС-ш Сщ-Сзз С30-С20 Стераны С30 гопан С27аа стеран
27 28 29
S <0.3 0.7-1.1 0.4-0.55 1.0-1.2 1.2-2.0 28-30 26-30 40-45 2-4
D1 0.2-0.4 0.4-1.2 0.2-0.6 1.2-1.6 0.8-1.5 29-36 25-32 38-42 4-6
D2 0.5-1.0 0.9-1.3 0.3-0.4 <1.0 0.5-0.8 27-31 20-25 45-49 8-10
Dзf1 0.9-1.2 1.1-1.5 0.4-0.5 -1.0 0.6-1.2 30-32 24-28 43-52 >>10
D3dm 0.3-0.4 0.7-1.2 0.6-0.7 1.1-1.3 1.5-2.2 32-38 15-18 45-49 <7
Dзf2-fз 0.3-0.6 0.8-1.2 0.5-0.6 -1.0 0.8-1.5 35-37 20-23 41-50 >10
силурийского генотипа (Верхневозейское, Северо-Баганское и другие месторождения), нижнего девона (месторождения им.Требса, им.Титова), кынов-ско-саргаевских и доманиковых отложений (Веяк-шорское, Сандивейское, Восточно-Хорейверское и другие месторождения). Высокозрелые нефти в Хорейверской впадине встречаются на ее западном и северо-западном обрамлении. По отношению к вмещающим толщам, высокозрелые нефти силурийских и нижнедевонских толщ являются аллох-тонными. Нефти средней и низкой зрелости встре-
чаются в центральной части в автохтонном и ал-лохтонном (Р1-С3; Р2) положении. Таким образом, формирование залежей нефти в областях нефте-накопления происходило за счет латеральной и вертикальной миграции нефтяных углеводородов, эмигрировавших из собственных очагов генерации и прилегающих областей.
Зона нефтегазоконденсатонакопления выделяется в пределах Печоро-Колвинского авлакогена и внешней части Предуральского прогиба (рис.5). В зоне нефтегазоконденсатонакопления выявлена
ассоциация различных типов УВ-систем (табл.2) с разнообразными физико-химическими свойствами. В этой зоне характер нефтегазоносности определяют УВ толщ, которые находятся на стадиях катагенеза МК3 конец (Ro>1%), МК4 и МК5 (начало). Согласно геохимическим исследованиям и моделированию процессов нефтегазогенерации [9-13] здесь происходит заключительный этап нефтегенерации на уровне зрелости Ro 1-1.3% и генерация тяжелых газов и бензиновых УВ на уровне зрелости Ro 1.31.7%. На этом уровне находятся толщи франских и нижележащих отложений. Углеводородные системы здесь характеризуются высокими показателями зрелости и одновременно различной степенью газонасыщенности и дифференцированности. Средние и тяжелые нефтяные системы с повышенным содержанием твердых парафинов (табл.2) представляют собой остаточные, дегазированные диф-ференциаты нефтеконденсатов или тяжелых газо-конденсатных систем. Газонасыщенные нефтегазо-конденсатные системы характеризуются небольшим содержанием парафинов (Мишваньское, Ам-дермаельское месторождения). Генетические показатели свидетельствуют о проявлении всех генетических типов. Катагенные нефти силурийского генотипа встречены на Возейском, Усинском месторождениях, нижнедевонский - на Инзырейском, генотипы терригенного девона выявлены на Кыртаель-ском, Печоро-Кожвинском, Югидском, Харьягинском месторождениях, доманиковый генотип нефти отмечается на Югидском, Вуктыльском, Юрвожском, Грубешорском, Харьягинском, Лаявожском и других месторождениях. При этом во всех залежах нижне-пермско-триасовых толщ выявлены аллохтонные нефти доманикового типа или смешанные нефти. Формирование залежей углеводородов проходило за счет латеральной и вертикальной миграции. В обоих случаях происходила дифференциация УВС и образования систем различного фазового состояния (юг Печоро-Кожвинского мегавала и Сред-непечорского поперченного поднятия). При наличии хороших покрышек формировались системы с большой долей (>60%) газовой составляющей.
Зона преимущественного накопления газов и легких газоконденсатов глубинной генерации (стадии МК5 конец - АК3) распространена на востоке Предуральского прогиба в широком стратиграфическом интервале - от ордовика-силура до верхней перми (Ярвож S-ъ Кочмес O3; Патраковка; Курья Pr C3) (рис.5). В этих системах газовая составляющая представлена в основном метаном тяжелого изотопного состава, гомологов метана содержится в них не более 5%. В легких газоконденсатах массовая доля газа составляет порядка 95%. Жидкие компоненты обладают небольшой плотностью (0.706-0.750 г/см3) и ароматико-нафтено-метановым составом. В аллохтонном положении такие легкие газоконденсатные системы встречены на севере Шапкино-Юрьяхинского вала в пермских отложениях, что свидетельствует о послепермском формировании залежей за счет вертикальной миграции УВ.
Заключение
Таким образом, в пределах всех зон накопления УВ выявлено проявление их латеральной и вертикальной миграции. Залежи формировались за счет латеральной и вертикальной миграции УВ в нефтяной, нефтегазоконденсатной и газовой фазах. Нефтегазонасыщенность верхнего структурного этажа сформировалась за счет аллохтонных УВ. Комплексная геохимическая информация позволяет построить наиболее достоверную модель эволюции нафтидогенеза Тимано-Печорского бассейна, с большей долей вероятности оценить перспективы нефтегазоносности и состав углеводородных систем.
В заключение, основываясь на современной степени изученности Тимано-Печорского нефтегазоносного бассейна, следует отметить, что сложный характер тектонической и геодинамической эволюции обусловил характер нафтидогенеза, повлиявшего на формирование зон первичного фазового состояния и зон смешанного фазового состояния.
Литература
1. Баженова Т.К. Масштабы нефтегазообразова-ния в Тимано-Печорском бассейне // Поиски, разведка и добыча нефти и газа в Тимано-Печорском бассейне и Баренцевом море: Доклады 1-й Междунар.конф. СПб.: ВНИГРИ, 1994. С. 149-157.
2. Вассоевич Н.Б., Неручев С.Г. Основные этапы развития нефтегазоматеринских свит и их диагностика // Нефтегазоматеринские свиты и принципы их диагностики. М.: Наука, 1979. С. 19-30.
3. Геология природных углеводородов Европейского Севера России (флюидные углеводородные системы)/ Л.А.Анищенко, Л.З.Аминов,
B.А.Дедеев и др. Сыктывкар, 1994. 179 с.
4. Нафтидогенез и перспективы поисков углеводородов в северной части Печоро-Илычской моноклинали / Л.А.Анищенко, С.С.Клименко, Н.Н.Рябинкина и др. Материалы конференции, посвященной 45-летию Севернипига-за, 18-20 октября 2005 г. Ч.1. Ухта: Филиал ООО «ВНИИГАЗ» - «Севернипигаз», 2006.
C. 16-26.
5. Тиссо Б., Вельте Д. Образование и распространение нефтей. М.: Мир, 1981. 501 с.
6. Юдович Я.Э., Кетрис М.П. Геохимия черных сланцев. Л., 1988. 270 с.
