Идентификация зон генерации углеводородов в отложениях главного доломита цехштейна Пермского региона ПНР

По данным изотопного состава серы.

М.В. ДАХНОВА, Р.Г. ПАНКИНА (ВНИГНИ), З. КОРАБ, Я.Я. ГЛОГОЧЕВСКИЙ, Я.С. СТШЕТЕЛЬСКИЙ (ПНР)

Успех поисков месторождений нефти в отложениях главного доломита Пермского региона ПНР в значительной степени зависит от надежности определения источников генерации и основных направлений миграции УВ. Особенно важно установить источники генерации нефтей наиболее крупных месторождений. В отложениях главного доломита Пермского региона ПНР таким является нефтяное месторождение Камень Поморский.

Рассматриваемый регион приурочен к восточной части Средне-Европейской впадины. Образовавшийся на территории впадины в результате крупной трансгрессии в начале верхней перми внутриконтинентальный бассейн существовал в течение всей верхнепермской эпохи. Питание бассейна водами открытого моря осуществлялось односторонне, лишь с севера и северо-запада. Возможность поступления пресных вод в бассейн предполагается только с южного и юго-восточного его обрамления

Под влиянием тектонических движений происходил обмен вод океана и бассейна, соленость их в последнем менялась, что отражалось на литолого-фациальной характеристике осадков. Наиболее полные разрезы цехштейна в пределах ПНР сложены четырьмя циклически построенными карбонатно-сульфатно-галогенными толщами (циклотемами или сериями). Соотношение карбонатных, сульфатных и галогенных пород неодинаково в разных зонах бассейна. В его пределах четко выделяются три крупные зоны; центральная, относительно глубоководная (глубина моря до 200 м), мелководно-морская (до 10 м) и прибрежная, включающая подзоны лагун ( рис. 1 , рис. 2 ).

Эти зоны прослеживаются в отложениях всех возрастов верхнепермского бассейна ПНР (Сведения о палеогеографии Пермского бассейна на территории ПНР и о литолого-фациальных особенностях отложений главного доломита приводятся по результатам совместных польско-советских исследований Е. Гловацкого, И. Боярской, О. Протаса, О.А. Лоцман и др.).

Во время формирования каждой циклотемы в прибрежной и мелководно-морской зонах накапливались в основном органогенные и хемогенные карбонаты и сульфаты, а в центральной, относительно глубоководной, - преимущественно галогенные и сульфатные отложения. Галогенные образования в центре бассейна имеют значительно большие мощности, чем в краевых его частях. Седиментация карбонатов в этой зоне имела резко подчиненное значение. Представлены они в главном доломите стассфурт серии тонкослоистыми глинистыми доломитами и известняками.

Мощность отложений главного доломита меняется от 20 до 70 м на севере и от 20 до 190 м на юге в прибрежной и мелководно-морской зонах бассейна. В центральной, относительно глубоководной зоне их мощность, как правило, не превышает 10 м.

Современное содержание ОВ в породах главного доломита колеблется от сотых долей до 0,5-0,7 %. Лишь в отдельных случаях оно достигает 1-2%. Минимальные (менее 0,1 %) концентрации ОВ отмечены в районах развития биогермных построек, тяготеющих к мелководно-морской зоне. В предбиогермной части этой зоны, обращенной в сторону относительно глубоководного моря, содержание ОВ повышается до 0,2-0,3 % и далее в глубь бассейна нарастает до 0,5-0,7 %. В прибрежной зоне бассейна на фоне в общем пониженного содержания ОВ (около 0,1 %) в локальных участках наблюдается его увеличение до 0,3-0,5 %. Область лагуны на северо-западе региона (севернее месторождения Камень Поморский) характеризуется повышенным содержанием ОВ (0,5- 0,6%).

Выявленные месторождения нефти в главном доломите связаны с органогенными постройками, приуроченными к окраинным частям относительно глубоководной зоны ( рис. 1 ) и к зоне морского мелководья. Изучение закономерностей изменения содержания и состава ОВ в отложениях главного доломита и расчет эмигрировавших УВ показали, что источником нефтей выявленных скоплений могли быть породы краевых частей относительно глубоководных фаций, предбиогермных и забиогермных фаций зоны морского мелководья и лагунных фаций зоны прибрежного мелководья.

Цель настоящей работы - установить генетическую связь нефтей выявленных скоплений в отложениях главного доломита цехштейна Пермского региона ПНР с конкретными зонами генерации УВ по данным изотопного состава серы.

В работе используются результаты изотопных анализов нефтей, выполненных в ИНГДиГ (г. Краков). Несколько проб нефтей проанализировано во ВНИГНИ. Анализы и. с. с. эвапоритов и пирита выполнены во ВНИГНИ.

Возможность использования и. с. с. с целью выявления генетической связи нефтей и конкретных материнских пород обусловливается тем, что этот показатель определяется в основном условиями накопления исходного OB и практически не изменяется последующими геохимическими процессами. Только в некоторых высокотемпературных районах было отмечено утяжеление и. с. с. нефтей под влиянием факторов катагенеза [11]. Возможные изотопные эффекты, обусловливаемые этим процессом, неизвестны.

Основная часть содержащейся в нефтях серы и изотопный ее состав унаследованы от стадии диагенеза, когда сера в ходе анаэробного восстановления сульфатов внедряется в материнское ОВ [1, 2, 4, 5, 8].

На современном уровне изученности вопроса наиболее обоснованным является представление о том, что и. с. с. нефтей определяется главным образом и. с. с. сульфатов водоемов, в которых накапливалось ОВ, и условиями их редукции [4]. Сера нефтей, как и сера других восстановленных соединений, обогащена легким изотопом по сравнению с сульфатами того же возраста. Степень этого обогащения зависит от условий редукции сульфатов [Гриненко В.А., Гриненко Л.Н. и др., 1974 г.].

Об изотопном составе сульфатной серы древних морей можно судить по и. с. с. эвапоритов соответствующего возраста [2, 7, 9]. Вариации и. с. с. одновозрастных эвапоритов в пределах отдельных бассейнов отражают наряду с другими факторами и изменения условий сульфатредукции.

Различия в условиях накопления осадков в разных зонах аридных бассейнов должны более контрастно отражаться на и. с. восстановленных форм серы (в том числе и серы нефтей) по сравнению с сульфатами. Это следует из материального баланса.

И. с. с. эвапоритов пермского возраста определен для многих бассейнов осадконакопления, расположенных на территории СССР, ГДР, Англии, ФРГ, США [3, 9, 10]. Эти эвапориты характеризуются однородностью рассматриваемого показателя. Среднее значение величины d³⁴S пермских эвапоритов составляет 10%о. На территории ПНР и. с. с. эвапоритов пермского возраста ранее не изучался.

В соответствии с целью данной работы нами был исследован и. с. с. ангидритов циклотем верра и стассфурт, подстилающих и перекрывающих породы главного доломита. Образцы для исследования были отобраны из разных районов и фациальных зон. Полученные результаты, приведенные в табл. 1 , дополняют накопленные к настоящему времени материалы по и. с. с. древних эвапоритов. Ниже последовательно рассматриваются закономерности изменения и. с. с. ангидритов в связи с палеогеографическими особенностями бассейна осадконакопления и закономерности изменения и. с. с. нефтей в зависимости от условий их залегания и фациальных особенностей отложений главного доломита в районах размещения залежей и примыкающих к ним территорий.

Сопоставление закономерностей изменения и. с. с. нефтей и эвапоритов позволяет определить, в какой зоне бассейна могли быть генерированы нефти с тем или иным и. с. с. При выявлении генетической связи открытых скоплений УВ с определенными зонами их генерации учитываются данные о количестве эмигрировавших УВ.

И. с. с. ангидритов исследованной части разреза цехштейна ПНР колеблется от 7,9 до 12,4 %o.

Различия величины d³⁴S разновозрастных ангидритов (верры и стассфурта) в отдельных разрезах составляют 0,2-3%о. Они не систематичны и, по-видимому, обусловлены особенностями накопления осадков в различных частях бассейна.

Наиболее высокие значения рассматриваемого показателя установлены для пропластков ангидритов из отложений главного доломита (скв. 2 Косчан, 10 Суленчин), что, очевидно, связано с интенсификацией процессов сульфатредукции во время накопления этих отложений ввиду относительной их обогащенности ОВ. Наиболее легкие по сере ангидриты приурочены к низам (до 10 м от подошвы отложений цехштейна) разреза цехштейна (скв. 5 Калее, 2 Гондкув Великий, 2 Ласкова). С удалением от подошвы цехштейна d³⁴S нижнего ангидрита верры увеличивается (скв. 10 Суленчин, 10 Вежховицы, 2 Буковец). Исключение представляет образец из скв. 2 Бжостово, расположенной в южной, окраинной части бассейна. В этой скважиие d³⁴S ангидритов, отобранных из средней части ангидрита верры (который в виду отсутствия отложений соли в этом районе не подразделяется на нижний и верхний), составляет 8,2 %о, т.е. близко к минимальным значениям, характерным для ангидритов подошвенной части разреза цехштейна. Учитывая стратиграфическую и пространственную приуроченность ангидритов с облегченным и. с. с. (к подошвенной части отложений цехштейна и к южной окраинной зоне бассейна), наблюдаемое явление можно объяснить примесью пресноводных сульфатов (характеризующихся, как правило, облегченным и. с. с. по сравнению с морскими) водоемов, существовавших в пределах рассматриваемого региона в доцехштейновое время или приносившихся реками и временными потоками в раннецехштейновый бассейн с южного и юго-восточного его обрамления.

По усредненным данным, сера нижнего ангидрита верры на 0,7 %о облегчена по сравнению с верхним ангидритом верры и нижним ангидритом стассфурта. Для последних средние значения d³⁴S одинаковы (+ 9,8%о±0,4) и близки к величине, установленной для пермских эвапоритов многих бассейнов осадконакопления. По-видимому, изотопный уровень сульфатов, поступавших в рассматриваемую часть цехштейнового бассейна с морскими водами во время накопления отложений циклотем верра и стассфурт, был постоянным. Колебания величины d³⁴S одновозрастных ангидритов связаны с неодинаковыми условиями накопления осадков в разных зонах бассейна.

В изменении значения d³⁴S одновозрастных ангидритов по территории региона наблюдается отчетливая связь с палеогеографической и фациальной зональностью бассейна. От прибрежно-мелководной его части к глубоководной оно уменьшается. Эта закономерность наиболее четко прослеживается по изменению и. с. с. верхнего ангидрита верры, для которого проанализировано максимальное количество образцов. Наблюдаемые вариации и. с. с. ангидритов по площади бассейна могут обусловливаться повышением степени солености вод, из которых выпадали осадки, в глубь бассейна [9 и др.], снижением количества и изменением качественного состава биогенного материала в том же направлении [6].

Во время накопления карбонатных и глинисто-карбонатных отложений главного доломита процесс редукции сульфатов интенсифицировался ввиду повышения количества биогенного материала. Различия в условиях редукции в разных зонах бассейна усилились. В мелководных зонах ввиду большей скорости накопления карбонатных отложений по сравнению с относительно глубоководной частью бассейна, быстрее прекращался обмен иловой и наддонной воды. В результате этого редукции подвергалось ограниченное количество сульфата. В центральной, относительно глубоководной зоне редукция сульфатов проходила при практически неограниченном их количестве.

Описанные различия в условиях редукции сульфатов в разных зонах бассейна должны были отразиться на и.с.с. уменьшением содержания легкого изотопа в направлении от глубоководной к мелководной его части. По полученным нами данным, и. с. пиритной серы из отложений главного доломита, отражающий и. с. с. образующегося в процессе редукции сульфатов H₂S, по мере удаления от краевой части бассейна становится легче, изменяясь от -13 %о (скв. 5 Тархалы) до - 16,5- -19,9 %о (скв. 2 Косчан) и до -18,8- -23,1 %o (скв. 2 Буковец, см. табл. 2 ).

И. с. с. ОБ должен изменяться аналогично изменению и. с. пиритной серы.

Из изложенного следует, что нефти, генерированные в глубоководной части бассейна, должны содержать наиболее легкую по и. с. серу, а нефти, генетически связанные с мелководно-морскими и лагунными фациями, - серу с утяжеленным и. с. d³⁴S серы нефтей из отложений главного доломита изменяется от -2,8 до -19,1 %о. Величина рассматриваемого показателя не зависит от глубины залегания продуктивного горизонта и от сернистости нефтей ( табл. 3 ).

Зональность в изменении и. с. содержащейся в нефтях серы по площади региона свидетельствует о том, что величина рассматриваемого показателя определяется главным образом условиями генерации нефтей. Наиболее легким и. с. с. характеризуются нефти из залежей, приуроченных к относительно глубоководной части бассейна или к зоне малых мощностей главного доломита (площади Мендзыздрое, Суленчин); наиболее тяжелым - к мелководно-морской и лагунной зонам с увеличенными мощностями отложений главного доломита (Свежно, Гожислав, см. рис. 2 ). В пределах региона можно выделить несколько зон аккумуляции УВ, характеризующихся близкими значениями d³⁴S серы нефтей и тяготеющих к разным фациальным зонам бассейна. Так, в юго-западной части региона d³⁴S серы нефтей из промышленных залежей и нефтепроявлений, приуроченных к относительно глубоководной зоне и непосредственно примыкающих к ней территорий морского мелководья, колеблется в пределах -11,6- -19,1 %о. С удалением от этой зоны на восток и юго-восток в залежах, приуроченных к зоне морского мелководья, d³⁴S содержащейся в нефтях серы увеличивается до -9- -11,6 %о. Облегченный и. с. с. в нефтях месторождения Ксенж Шленский может объясняться миграцией УВ из окраинной части глубоководной зоны бассейна. Это подтверждается и особенностями химического состава нефтей указанного месторождения, характеризующихся повышенным содержанием парафинонафтеновых УВ, резко повышенной величиной отношения смолы/асфальтены, пониженной сернистостью по сравнению с другими нефтями зоны морского мелководья, залегающими в том же диапазоне глубин.

Аналогичная закономерность в изменении и. с. с. нефтей наблюдается и в северо-западной части региона. Наиболее легким и. с. с. (-18,5- -12,6 %о) характеризуются нефти из залежей, приуроченных к относительно глубоководной зоне и непосредственно примыкающей к ней зоне морского мелководья (площади Мендзыздрое, Жулвино, Реково), наиболее тяжелым - нефти зоны морского мелководья, примыкающей к району развития лагунных фаций главного доломита.

Генетическая связь нефтей, содержащих наиболее легкую по и. с. серу (-18 - -19 %о, Мендзыздрое, Суленчин), с ОВ относительно глубоководных фаций не вызывает сомнения. Источником нефтей с и. с. с. -12- -15 %о (площади Поморско, Реково, Жулвино и др.), по-видимому, является ОВ осадков относительно глубоководных и мелководно-морских фаций. Нефти с более тяжелым и. с. с. (Бук, Камень Поморский, Гожислав и др.) генетически связаны с ОВ пород мелководно-морских и лагунных фаций. Учитывая данные о количестве эмигрировавших УВ из разнофациальных отложений северо-западной части региона и данные по и. с. с, можно заключить, что основными нефтематеринскими породами наиболее крупного в ПНР нефтяного месторождения Камень Поморский являются отложения лагунных фаций.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Еременко Н.А. Изменение изотопного состава серы нефтей СССР по стратиграфическому разрезу. - Геология нефти и газа, 1960, № 11 , с. 9-11.
2. Еременко Н.А., Панкина Р.Г. Изотопы серы в нефтях и газах месторождений Волго-Уральской области и других районов Советского Союза. - Геология нефти и газа, 1962, № 9 , с. 43-48.
3. Еременко Н.А., Панкина Р.Г. Об эволюции солевого состава океана на основании d³²S/d³⁴S сульфатной серы. - В кн.: Геохимия. Междунар. геол. конгр. XXIV сессия. Докл. сов. геол. Пробл. 10. М., 1972, с. 36-42.
4. Панкина Р.Г. Геохимия изотопов серы нефтей и органического вещества. М., Недра, 1978.
5. Панкина Р.Г., Максимов С.П. Закономерности в изменении изотопного состава серы в связи с цикличностью процессов нефтеобразования. - Геология нефти и газа. 1964, № 12 , с. 8-12.
6. Страхов Н.М. Основы теории литогенеза. Т. 3. М., Изд-во АН СССР, 1962.
7. Тод X., Монстер Дж. Распространенность изотопов серы в эвапоритах и древних океанах. - В кн.: Химия земной коры. Т. II., М., 1964, с. 589-600.
8. Harrison A.G., Thode H.G. Sulfur isotope abundances in hydrocarbons and sourse of United Basin Utah. - Bull. Amer. Assoc. Petrol. Geol., 1958, 42, N 11, p. 2619-2641.
9. Holser W., Kaplan J. Isotope chemistry of sedimentary Sulfates. - Chemical Geol., 1966, 1, N 2, p. 92-135.
10. Nielsen H., Ricke W. Schwefel Jsotopenverhaltnisse von Evaporiten von S in Nurwasser sulfat. - Geochim. et Cosmochim. Acta, 1964, 28, N 5, p. 577-591.
11. Orr W.L. Changes in Sulfur Content and isotopic Ratios of Sulfur during Petroleum maturation - study of Big Horn Bas- sin Paleozoic oils. Bull. Amer. Assoc. Petrol. Geol., 1974. 58, N 11, p. 2295-2318.

Поступила 30/I 1980 г.

Таблица 1

Изотопный состав серы ангидритов циклотем верра и стассфурт (Анализы ВНИГНИ.)

Таблица 2

Изотопный состав серы пирита из отложений главного доломита (Анализы ВНИГНИ.)

Изотопный состав серы нефтей из отложений главного доломита

* Анализы Я.Я. Глогочевского (ИНГДиГ, г. Краков).
** Анализы ВНИГНИ.

Рис. 1. Изменение изотопного состава серы верхнего ангидрита верры по площади Пермского региона ПНР.

а - граница распространения отложений главного доломита; б - границы фациальных зон (по отложениям главного доломита); в - фациальные зоны (I -относительно глубоководная, II - мелководно-морская, III - прибрежно-мелководная); г -в числителе - номер площади (1-Стше-жево, 2 - Вжосово, 3- Пшитур, 4 - Реково, 5 - Барково, 6 - Гожислав, 7 - Петрикозы, 8 - За-бартово, 9 - Суленчин, 10 - Лагув, 11 - Старополе, 12 - Гондкув Великий, 13- Жетовицы, 14 - Лугово, 15 - Буковец, 16 - Косчан, П - Калее, 18 - Заниемысль, 19 - Скорашевицы, 20 - Вежховицы, 21 - Тархалы, 22 -Ласкова, 23 - Бжостово, 24 - Жерехова), д - в знаменателе d³⁴S верхнего ангидрита верры, %о

Рис. 2. Изменение изотопного состава серы нефтей из отложений главного доломита по площади Пермского региона ПНР.

а - изопахиты отложений главного доломита, м; б - месторождения: б₁ - нефтяные, б₂ - газонефтяные, б₃ - газоконденсатные; в - нефтепроявления; г - в числителе - номер месторождения или площади (1 - Мендзыздрое, 2 - Жулвино, 3 - Реково, 4 - Камень Поморский, 5 - Свежно, 6 - Гожислав, 7 - Суленчин, 8 - Старополе, 9 - Бабимост, 10 - Рыбаки-Полецко, 11 - Машево, 12 - Осиежница, 13 - Поморско, 14 - Киселин, 15 - Лелехув, 16 - Ксенж ШленскиЙ, 17 - Равич, 18 - Антонин, 19 - Кличкув, 20 - Бук), в знаменателе - d³⁴S серы нефтей из отложений главного доломита; д - направления миграции УВ