|
УДК 553.982.061.32:551.73(470.13) |
Процессы нефтеобразования в доманиково-артинских отложениях Тимано-Печорской НГП
О.П. ЗАГУЛОВА, Э.В. ХРАМОВА, А.Н. СУХОВА, Е.А. ГОРЮНОВА (ВНИГНИ)
В течение 1983-1985 гг. нами были изучены отложения двух структурных подэтажей (доманиково-турнейского и визейско-артинского) комплексом геохимических методов (принятым во ВНИГНИ) - определение содержания и типов ОВ, аутигенных минералов в шлифах [2], Сорг, хлороформенного битума (ХБА) методом экстракции, элементного состава битумов, а также проведены люминесцентно-битуминологический анализ, колоночная и тонкослойная хроматография, исследование состава фракций УВ масс-спектральными и жидкостными методами в коллекции из 400 образцов с целью выявления динамики и масштабов процессов нефтеобразования в этих отложениях. Установлено наличие в изученной части провинции двух геохимических зон. Они характеризуются преобладанием в разрезе слабовосстановительных геохимических фаций, но различаются тем, что в разрезе при переходе от мелководных частей бассейнов к глубоководным падает доля слабовосстановительных геохимических фаций и возрастает восстановительных.
Изучение динамики процессов изменения содержания и состава битумов проводилось отдельно для пород различных геохимических фаций и стадий катагенеза ОВ.
В породах слабовосстановительных геохимических фаций (концентрация Сорг 0,1-0,3 %) почти не наблюдается никаких процессов изменения содержания и состава сингенетичного ХБА в катагенезе, что свидетельствует о слабой генерации и миграции (коэффициент эмиграции жидких УВ здесь не превышает 10 % в расчете на ХБА).
В восстановительных геохимических фациях изучаемых толщ (концентрация Сорг 0,3-5 %) по геохимическим данным выделено четыре основных комплекса, характеризующихся различной динамикой изменения состава битумов.
1. Для доманиково-верхнефранских отложений, изученных в пределах Среднепечорского поперечного поднятия, Печоро-Кожвинского и Колвинского мегавалов и Макариха-Салюкинского вала, характерно постепенное увеличение среднего содержания ХБАсин от подстадий катагенеза МК2 (0,01 %) до МК4(0,03%), а затем его спад наMK5 (0,008%).
В групповом составе ХБА доманиково-верхнефранских отложений на МК4 наблюдается возрастание УВ до 56 %. При этом метанонафтеновая фракция (МНФ) составляет 21,9-47 %. Доля парафинов в МНФ почти не меняется (46,5-48,5 %), а распределение нафтенов имеет сходный характер на разных подстадиях катагенеза. Максимум приходится на моно-бициклические структуры, содержание которых почти одинаково, количество гексациклических незначительно (до 2 %). В катагенезе увеличивается содержание н-алканов в ХБА от 4,3 до 5,4 % и легких н-алканов (n-С13 - n-С18) от 14,4 до 25,6 %. Доля бензольных УВ в ароматической фракции колеблется в пределах 51,6-63 %.
2. Для фаменско-турнейских отложений, изученных в пределах Хорейверской впадины, а также валов Лайского, Колвинского, Сорокина и Среднепечорского поперечного поднятия, характерно постепенное нарастание средних значений ХБАсин на ПК2-3 - МК2от 0,03 до 0,04 % и уменьшение их на МК3-МК4 от 0,02 до 0,01 %. Содержание элементного углерода в ХБА не изменяется и колеблется в пределах 81-83 %, водорода 10-12 %. Для фаменских отложений содержание УВ сокращается от 40 до 27,5 % на ПК2-3-МК2 (при bхл до 5 %) и от 55до 46 % (при bхл 5-10 %) в связи с миграцией. Доля парафинов в МНФ постепенно растет от 43 до 53 %, среди нафтеновых УВ выявляется максимум в области бициклических структур, а для образцов с bхл более 5 % - в области трициклических. В турнейских отложениях процессы катагенеза ОВ затушевываются под влиянием гипергенеза на МК1, где установлена потеря УВ до 28,6 % по сравнению с битумами пород, в которых ОВ находится на стадии МК3 (УВ в ХБА 34-40 %) Среди нафтеновых УВ максимум отмечен в области бициклических структур, а для некоторых УВ - трициклических. Содержание н-алканов в ХБА в этом комплексе почти не меняется (7,4-11 %).
3. Для пород визейско-средне-верхнекаменноугольного возраста (Ижма-Печорская и Хорейверская впадины, Малоземельская моноклиналь, валы Шапкина-Юрьяхинский, Лайский, Макариха-Салюкинский и Сорокина, Колвинский мегавал и Среднепечорское поперечное поднятие) характерно наличие максимума генерации нефти на МК1 (0,02-0,4 % ХБАсин), с чем, вероятно, связано значительное количество УВ в этих образцах, которое уменьшается от 41 до 30 % при усилении катагенеза в связи с тем, что в этом комплексе миграция начинается уже на ранних подстадиях. Содержание парафинов для образцов стадии МК1 составляет 40-45 %, максимум среди нафтенов находится в области бициклических (заметно увеличение содержания моноциклических УВ по сравнению с битумами нижележащих толщ). Количество н-алканов в ХБА по мере нарастания подстадий катагенеза падает, а легких н-алканов (n-С13 - n-С18) почти не меняется.
4. Для ассельско-артинских отложений нижней перми Тимано-Печорской провинции, изученных в тех же районах, что и каменноугольные, за исключением Среднепечорского поперечного поднятия, характерно, что максимум битумообразования в них находится на ПК2-3- МК1 (0,03 % ХБА в среднем). В ассельско-артинских отложениях содержание УВ на ПК2-3 составляет 30 %, что связано с их гипергенной потерей. На MK1 оно увеличивается до 48 %. На состав УВ также влияет воздействие гипергенных факторов, проявляющееся в пониженном значении парафинов - до 34 % по сравнению с нижележащими толщами, что особенно характерно для вала Сорокина, где в артинских образцах увеличивается доля тетрациклических нафтеновых УВ. Влияние гипергенеза сказывается на потере части МНФ, н-алканов и бензольной части ароматических УВ.
Исследование изменения состава битумов методами масс-спектрометрии и газожидкостной хроматографии в ряду сингенетичный - смешанный - миграционный показало (рисунок) наличие их генетического родства и миграцию наиболее легких УВ в толщах. Состав нефтей в девонских породах Колвинского мегавала, Ижма-Печорской впадины по данным тех же методов следующий: МНФ до 66,5 %, в которой парафиновые составляют 55-62,3 %. Среди нафтеновых максимум располагается в области моно- и бициклических структур, содержание которых почти одинаково.
В каменноугольных нефтях отмечено значительное количество МНФ - до 60 %, парафинов в МНФ - 55- 57 %. Среди нафтенов максимум, но незначительный, находится в области бициклических структур.
В нефтях пермо-карбона содержание МНФ уменьшается до 40-45 %, а ароматической фракции увеличивается до 25,6 %, парафинов в МНФ до 50 %. Среди нафтеновых более значительный максимум приходится на область бициклических структур. В составе ароматической фракции сокращается содержание алкилароматических и растет нафтеноароматических УВ, что, вероятно, свидетельствует о влиянии гипергенеза, которое наиболее сильно сказалось на нефтях вала Сорокина; в МНФ последних содержание парафинов падает до 35 %, среди нафтеновых возрастает количество трициклических, которое почти соизмеримо с бициклическими.
Сравнение состава нефтей и битумов подтверждает то, что нефть, заключенная в этих стратиграфических горизонтах, образовалась в них самих.
Оценка масштабов нефтеобразования в этих толщах с построением соответствующих карт проведена объемно-генетическим методом [3, 4] с учетом мощностей и площадей распространения пород различных геохимических фаций и коэффициентов эмиграции жидких УВ, рассчитанных по графикам динамики изменения интенсивности битумообразования на разных стадиях катагенеза. При сопоставлении этих очагов с зонами аккумуляции нефти, положение которых дано рядом исследователей [1], видно, что зоны аккумуляции распространены вокруг главных очагов генерации. К наиболее крупным очагам генерации нефти, из которых эмигрировало более 10 тыс. усл. ед. жидких УВ, относятся Среднепечорское поперечное поднятие (доманиково-турнейские отложения) и Хорейверская впадина (в основном визейско-артинские образования). Средние по мощности очаги генерации нефти, из которых мигрировало от 10 до 1 тыс. усл. ед. жидких УВ, установлены на Колвинском и Печоро-Кожвинском мегавалах, Малоземельской моноклинали и Лайском валу. К числу мелких очагов, из которых эмигрировало менее 1 тыс. усл. ед. жидких УВ, относятся Ижма-Печорская впадина и Шапкина-Юрьяхинский, Макариха-Салюкинский валы, а также вал Сорокина. Основными зонами аккумуляции УВ, эмигрировавших из доманиково-турнейских отложений, являются Ижма-Печорская впадина, Печоро-Кожвинский и Колвинский мегавалы, которые расположены около очагов генерации Среднепечорского поперечного поднятия, Печоро-Кожвинского и Колвинского мегавалов и Хорейверской впадины.
В визейских отложениях южных районов провинции происходит аккумуляция нефти за счет своих ресурсов, а также в основном при миграции УВ из доманиково-турнейского структурного подэтажа. В северных районах в этих отложениях генерируется нефть, но аккумуляция происходит главным образом в вышележащих толщах.
В северной части провинции зона аккумуляции связана со средне-верхне-каменноугольно-нижнепермскими отложениями (хотя есть единичные залежи и во франско-фаменских образованиях). Основным очагом генерации нефти здесь является Хорейверская впадина, где нефть образуется в отложениях от верхнефаменских (с наращиванием потенциала) до артинских, а зонами аккумуляции - Колвинский мегавал и валы Лайский, Макариха-Салюкинский, Шапкина-Юрьяхинский, Сорокина и Малоземельная моноклиналь.
Выводы
1. В пределах Тимано-Печорской НГП для отложений двух крупных структурных подэтажей - доманиково-турнейского и визейско-артинского характерно разноплановое положение бассейнов седиментации (разный уклон платформы) и в связи с этим неодинаковое распространение по площади палеофациальной геохимической зональности и преобладание в каждом из них различного типа ОВ.
2. Изучение динамики процессов изменения содержания и состава сингенетичных битумов в породах неодинаковых геохимических фаций по стадиям катагенеза показало наличие процессов нефтеобразования в этих толщах, максимум которых приходится на разные катагенетические уровни в тех или иных стратиграфических горизонтах в пределах однотипной геохимической фации в зависимости от типа ОВ.
3. Изучение изменения состава типов битумов подтвердило наличие процессов миграции УВ в них, а сравнение состава битумов и нефтей - генетическое родство.
4. Количественная оценка этих процессов показала, что наблюдается различное положение основных очагов генерации нефти в этих подэтажах в тектоническом плане: в доманиково-турнейских отложениях основной очаг приурочен к Среднепечорскому поперечному поднятию, а в визейско-артинских - к Хорейверской впадине. Зоны аккумуляции окаймляют очаги генерации. Визейское время является как бы переломным моментом в истории формирования этих процессов в Тимано-Печорской НГП. В нижнем подэтаже северных районов основной генерирующий комплекс - верхне-франские отложения, аккумуляция же происходит в толщах от верхнего франа до визе, в южных районах провинции наблюдается разрушение визейских залежей. В верхнем подэтаже генерируют в основном отложения от визейских до артинских, а аккумулируют - от среднекаменноугольных до артинских (северные районы провинции). В обоих комплексах наблюдается латеральная и вертикальная миграция.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Кремс А.Я., Вассерман Г.Я., Матвиевская Н.Д. Условия формирования и закономерности размещения залежей нефти и газа М., Недра, 1974.
2. Ларская Е.С. Исследование рассеянного органического вещества в шлифах.- Геология нефти и газа, 1975, № 4, с. 34-42.
3. Ларская Е.С., Калинко М.К. К методике выделения нефтегазоматеринских толщ.- Труды ВНИГНИ. М., вып. 196, 1976, с. 112-119.
4. Родионова К.Ф., Максимов С.П. Критерии диагностики нефтематеринских пород.- Труды ВНИГНИ. М., вып. 98, 1971, с. 28-48.
5. Циклы седиментогенеза и нефтегазоносные комплексы Печорского бассейна / В.А. Дедеев, Л.З. Аминов, Н.В. Беляева, В.А. Чермных.- В кн.: Нефтегазоносные комплексы Печорской синеклизы. Сыктывкар, Изд-во АН СССР, 1981, с. 3-26.
Рисунок Графики изменения углеводородного состава в битумах разных типов.
По данным: I - масс-спектрометрии, II - ГЖХ, Ярусы: а - франский и фаменский; б - турнейский; в - визейский, средне-верхнекаменноугольный отделы; г - артинский. Битумы: 1 - сингенетичный, 2 - смешанный, 3-миграционный