|
УДК 553.98.041:550.4 (470.53) |
|
|
|
© КОЛЛЕКТИВ АВТОРОВ, 1990 |
Перспективы нефтегазоносности севера Урало-Поволжья по данным геохимии доманикитов
Т.В. БЕЛОКОНЬ, Н.Г. ГЕЦЕН, Т.А. КАТАЕВА, В.Ф. ФИНКЕЛЬ, Л.А. КОЗЛОВА (КамНИИКИГС)
К доманикитам обычно относятся глинисто-кремнисто-карбонатные битуминозные породы верхнего девона и частично турне, развитые в пределах Камско-Кинельской системы впадин (ККСВ) и играющие большую роль при формировании месторождений нефти и газа [2, 4]. Однако до сих пор не ясны перспективы обнаружения зон развития доманикитов помимо ККСВ. Комплексные геохимические исследования более тысячи образцов пород верхнедевонско-турнейских отложений Пермской и Кировской областей, Удмуртской АССР и примыкающих районов, проведенные нами в последние годы, с учетом данных предыдущих исследований позволили наметить ряд путей решения этих вопросов. Выделено пять основных групп пород доманикового облика, различающихся, помимо регионального положения, составом ОВ и минеральных компонентов и нефтегазогенерационными особенностями (таблица).
Группу I составляют глинисто-кремнисто-карбонатные высокоуглеродистые породы верхнедевонского (реже турнейского) возраста Сарапульской и Можгинской впадин ККСВ. Мощность доманикитов здесь 400-500 м. Содержание сапропелевого колломорфного ОВ почти в 20 % случаев превышает 6 % (рис. 1), хлороформенных битумоидов в среднем 1,3 %. В минеральной части пород обычно велико содержание нерастворимого в соляной кислоте остатка (НО), отражающего объем терригенной составляющей.
По результатам исследования распределения синбитумоидов с глубиной и на основании палеотектонического анализа [1] было установлено, что породы в ГЗН (рис. 2) в западных районах вступали частично (кроме кизеловских и черепетских отложений турне) в татарское время, в восточных районах - полностью в казанско-татарское, когда основные зоны аккумуляции были уже сформированы. Битумоиды характеризуются низкой окисленностью, накоплением ароматичнеких УВ (по данным ИК-спектроскопии), максимальными концентрациями как ванадиловых, так и никелевых порфиринов, обусловленными, вероятно, интенсивными эмиграционными процессами. По данным оценки прогнозных ресурсов УВ объемно-генетическим методом породы отличаются наиболее высокой плотностью эмиграции (см. таблицу). К бортам Сарапульской впадины примыкают районы аккумуляции с наиболее высокими запасами нефти. В результате испытаний собственно доманикитов получен небольшой приток тяжелой нефти (0,91-0,95 г/см3) из семилукских отложений Мишкинской и Чутырской площадей. По данным А.З. Кобловой и др. (1979 г.), состав нефти и битумоидов доманикитов однотипен (преобладают тяжелые изотопы углерода и высокие концентрации металлопорфиринов).
К доманикитам группы II отнесены породы от семилукских до фаменских (редко турнейских) отложений Бабкинской и Шалымской впадин ККСВ. Они имеют определенное сходство с породами группы I, однако при повышенном содержании НО отличаются низкой глинистостью. Для Бабкинской впадины характерно возрастание свободного кремнезема (32, 34 %). Микроэлементы V и Ni обычно встречаются в более высоких, чем кларковые, концентрациях. Породы с содержанием Сорг более 6 % составляют не менее 10 % (см. рис. 1). Преобладает селективная и слоистая текстура распределения битумоидов. Катагенез соответствует в основном градации МК2. В эту стадию породы вступили полностью в казанско-татарское время. Битумоиды обычно очень тяжелые, с высоким содержанием смолисто-асфальтеновых компонентов, металлопорфиринов и ароматических УВ (К1>1, С1=3, см. таблицу) при относительно невысокой степени окисленности по данным ИК-спектроскопии. Характерны высокие концентрации син- и эпибитумоидов, отмечены процессы микроаккумуляции. Эмиграция из очагов с высокой плотностью УВ, вероятно, проходила в зоны аккумуляции, расположенные по бортам впадин, где встречены генетически родственные битумоидам доманикитов относительно тяжелые нефти. Содержание ванадил-порфиринов в них обычно превышает 30 мг/100 г нефти, отношение пристан/фитан меньше 1 (для битумоидов оно равно 0,65).
К группе III относятся доманикиты от саргаевских до верхнефранских отложений северных районов ККСВ в пределах Соликамской впадины Предуральского прогиба. Это районы Лызовской, Вишерской, Яйвинской и Добрянско-Кизеловской впадин ККСВ. Концентрация ОВ в них в среднем 1,8 %. Мощность относительно высокоуглеродистых пород (Сорг>1 %) не превышает первых десятков метров. Особенностью пород является низкое содержание терригенного материала (НО в среднем 13,5 %), в котором доминирует глинистая составляющая (30,3 %). Степень катагенеза достигает МК3. В восточных районах породы попали в ГЗН в ассельско-сакмарское время и полностью прошли эту зону, частично вступив в ГЗГ. В северо-западных и западных районах вступление в ГЗН приходится на казанско-татарское время. ОВ в основном сапропелевое дисперсное и колломорфное, концентрации более низкие, чем для первых двух групп, битуминозная текстура слоистая, превалируют линейно-ореольно-зональные структуры. По сравнению с битумоидами I и II групп, в их составе понижено содержание ароматических УВ и асфальтенов. Почти на порядок ниже средняя концентрация ванадил-порфиринов, что, вероятно, обусловлено повышенным катагенезом ОВ (Г. С. Калмыков, 1971 г.). Среди металлопорфиринов возрастает доля никелевых комплексов, что может быть вызвано существенным вкладом гумусового ОВ. Для битумоидов характерно повышенное содержание парафино-нафтеновых УВ, отношение пристан/фитан обычно больше 1, тогда как для УВ первых двух групп оно меньше 1. Битумоиды пород существенно отличаются от битумоидов первых двух пород соотношением парафино-нафтеновых и асфальтеновых компонентов (1,5 и >3 соответственно). Это наиболее легкие битумоиды среди изученных доманикитов ККСВ. Особенно облегчен их состав в восточных районах. Вероятно, в данном случае существенную роль играли факторы повышенного катагенеза. Характерно, что и нефти отложений девона, карбона и перми в зоне равития пород данной группы также относительно облегчены, обеднены металлопорфиринами. Плотность эмиграции УВ для доманикитов данной группы не так высока, как для первых двух групп, что необходимо учитывать при оценке прогнозных ресурсов. Несмотря на облегченный состав битумоидов, притоки нефти не установлены.
Группу IV составляют
породы верхнего девона Камско-Вятской системы впадин (КВСВ), осложнившей
северную и северо-западную окраины верхнедевонско-турнейского шельфа севера Урало-Поволжья
[3]. Выявленная длина системы составляет около 1000 км, ширина колеблется от 20 до 90. В ее состав входят Пономаревская, Рехинская, Ломикская,
Чигиренская впадины. Породы доманикового облика встречаются обычно во
внутренней зоне КВСВ, сложенной относительно глубоководными
саргаевско-семилукско-бурегскими отложениями. В распределении Сорг
наблюдаются несколько максимумов (см. рис. 1). Концентрации
Сорг более 5 % составляют почти 40 %. Наиболее высокие значения
отмечены для Чигиренской впадины. В связи с отсутствием бурения в последние
годы не удалось исследовать свежие образцы пород. Изучение керна Тайнинской
площади (Пономаревская впадина, север Пермской области) дало возможность
впервые выявить геохимические особенности, позволяющие в какой-то степени
судить о нефтегенерационных возможностях. Анализ распределения форм серы и
железа показал, что в диагенезе, как и для первых трех групп, преобладали
восстановительные условия. ОВ в основном сапропелевого типа (
), в некоторых случаях с примесью
гумусового детрита. Среднее его содержание 4,5 %. Степень катагенеза
соответствует градации МК2. В ГЗН породы вступали в
казанско-татарское время, т.е. в период, когда были сформированы основные
ловушки среднего карбона, которые и могли служить аккумуляторами УВ.
Установлено сходство доманикитов КВСВ с соответствующими породами Можгинской, Сарапульской и Шалымской впадин. Оно проявляется в генезисе и составе битумоидов (см. таблицу). В частности, развиты зоны микроаккумуляций, битумоиды содержат много смол и асфальтенов, концентрации ванадил-порфиринов достигают 1240 мг/100 г, т. е. величин такого же порядка, что и для южных районов ККСВ. Несколько повышена окисленность битумоидов (по данным ИК-спектроскопии) и невелика мощность отложений доманикового облика, однако проведенный подсчет плотности эмиграции бутумоидов показал, что она достаточна для формирования залежей. Вероятно, в области развития КВСВ обнаружена новая зона генерации нефти, требующая детального изучения. Тем более что в районе влияния Рехинской впадины, примыкающей в Пономаревской, в башкирских отложениях обнаружена нефть (Афанасьевская площадь). Эта залежь значительно удалена от ККСВ и не имеет вблизи других вероятных источников, кроме КВСВ. На возможность открытия на северо-востоке Кировской области таких залежей было указано ранее (Т.В. Белоконь, В.М. Проворов, 1982 г.).
Группу V составили тонкослоистые известково-кремнистые глинистые битуминозные породы саргаевско-верхнефранских отложений Уткинско-Серебрянской впадины, расположенной к юго-востоку от ККСВ [3]. Мощности относительно высокоуглеродистых (Сорг>1 %) пород только в саргаевском горизонте достигают 10 м. Для них характерны слабовосстановительные и восстановительные обстановки в диагенезе. Среднее содержание преимущественно сапропелевого ОВ-1,2 %. Среди всех изученных пород доманикового облика для них отмечена наиболее высокая степень катагенеза - МК4. Битумоиды характеризуются самым низким из изученных групп количеством асфальтенов и повышенным - парафино-нафтеновых УВ. По соотношению асфальтенов и парафино-нафтеновых УВ битумоиды III и V групп сходны. Такое же сходство наблюдается по содержанию ванадил-порфиринов. Никелевые же комплексы группы V, в отличие от пород группы III, ни в одной изученной пробе не зафиксированы, что является, возможно, следствием отсутствия гумусового материала в ОВ.
Породы этой группы вступили в ГЗН в ассельско-сакмарское время, к казанско-татарскому основная часть отложений карбонатного девона вышла из ГЗН и могла вступить в ГЗГ. В связи с этим они могли обладать высокой плотностью эмиграции газообразных УВ. Характерно, что в этом районе сконцентрирована основная часть газовых залежей, а нефти отличаются повышенным газовым фактором. Плотность эмигрировавших жидких УВ невысока, но достаточна для формирования нефтяных залежей. Таким образом, в пределах развития пород данной группы установлена еще одна зона генерации УВ, более детальное геолого-геофизическое изучение которой может способствовать обнаружению зон аккумуляции как жидких, так и газообразных УВ. Исследования показывают, что в пределах севера Урало-Поволжья имеются перспективы обнаружения доманикитов с повышенным нефтегенерационным потенциалом помимо районов ККСВ, к которой приурочена основная доля уже открытых нефтяных месторождений, а следовательно, и принципиально новых зон аккумуляции. Для этого необходимо расширить геологические, геофизические и геохимические работы в районах развития КВСВ и Уткинско-Серебрянской впадины. В пределах ККСВ наблюдается существенная дифференциация доманикитов по нефтегенерационному потенциалу, что необходимо учитывать при оценке прогнозных ресурсов.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Белоконь Т.В., Кутуков А.В. Условия нефтеобразования в верхнедевонско-нижне-среднекаменноугольных карбонатных комплексах Волго-Вятского района // Геология нефти и газа. - 1984.- № 2.- С. 52-57.
2. Ларская Е.С. Диагностика и методы изучения нефтегазоматеринских толщ. - М.: Недра. - 1983.
3. Проворов В.П. Структурно-фациальные зоны нефтегазонакопления в северных районах Урало-Поволжья // Труды ВНИГНИ.- М.- Вып. 243.- 1982.- С. 3-15.
4. Родионова К.Ф., Максимов С.П. Геохимия органического вещества и нефтематеринские породы фанерозоя. - М.: Недра.- 1981.
Differentiation of rocks into five groups differing in organic matter mineral part compositions and in density of hydrocarbon emigration has been made based on a combined geochemical investigation of domanikites of the Upper Devonian complex in the Perm and Kirov districts, Udmurt ASSR and adjacent areas. Besides the Kamsk-Kinel system of depressions which has accounted for the main share of already discovered oil fields, possibilities exist of discovering domanikites with enhanced oil generation potential. Among the prospective areas are the Kama-Vyatka system of depressions and the Utkinsk-Serebryanka depression where new zones of hydrocarbon accumulation can be found. In addition, in estimating prognostic resources within the Kamsk-Kinel system of depressions and ist flanks, consideration must be taken of the heterogeneity of the domanikites as to their petroleum potential generation.
Таблица Геохимические особенности доманикитов севера Урало-Поволжья
|
|
Группы доманикитов |
|||||
|
|
I |
II |
III |
IV |
V |
|
|
Параметры |
Сарапульская и Можгинская впадины ККСВ |
Бабкинская и Шалымская впадины ККСВ |
Лызовская, Чердынская, Вишерская, Яйвинская, Добрянско-Кизеловская впадины ККСВ |
Пономаревская впадина КВСВ |
Рехинская, Чигиренская впадины KBCB |
Уткинско-Серебрянская впадина |
|
Геологический возраст |
D3sr-С ,t |
D3sr-C1t |
D3sm-C1t |
D3sr-D3br |
D3sr-D3br |
D3sr-D3fr |
|
Интервалы глубин, м |
1537-2035 |
1678-2330 |
2096-2802 |
1555-1830 |
1189-2029 |
2394-3579 |
|
Преобладающие формы ОВ (по Е.С. Ларской) |
I2к, 8, 9, III1 |
I8, 2к, 5, 7б,II4, 12, III1 |
I9, 2, 2к, 5, 8, 7б, II1-4 |
I2, 2к, 5, 8, II1-4 |
- |
I6, 9, 2к, 5, 8, III1,2 |
|
ОВ, % |
1-20* |
1 - 12 |
1 - 12 |
1 - 10 |
1,9-35,4 |
1-2,1 |
|
3,9(192) |
30(172) |
1,8(48) |
4,5(10) |
9,5(15) |
1,2(11) |
|
|
Нерастворимый в HCl остаток, % |
3,3-71 |
2,3-62,2 |
1,8-64 |
1,3-49,1 |
62,1-69,2 |
2,4-40,1 |
|
31(192) |
25(172) |
13,5(48) |
25(10) |
65(2) |
14,5(11) |
|
|
Глинистая составляющая, % |
19,0 |
0,6-22,1 |
1,2-66,6 |
- |
- |
- |
|
8,3(12) |
30,3(5) |
|
|
|
||
|
SiO2 (свободный, %) |
17,53 |
1,7-75,5 |
0-15,6 |
- |
- |
- |
|
22,9(11) |
7,8(5) |
|
|
|
||
|
SiO2 (связанный, %) |
12,3 |
0,4-14,1 |
0,8-42,5 |
- |
- |
- |
|
5,3(12) |
19,2(5) |
|
|
|
||
|
Преобладающие фации в диагенезе |
Восстановительная |
Восстановительная |
Восстановительная, слабовосстановительная |
Восстановительная |
- |
Слабовосстановительная, восстановительная |
|
Стадии катагенеза |
МК1-2 |
МК2 |
МК2-3 |
МК2 |
МК1-2 |
МК3-4 |
|
Бхл, % |
0,1->5 |
0,1- >5 |
0,09-5 |
0,1-3,35 |
0,09-6,25 |
0,06-0,3 |
|
1,3(364) |
0,82(357) |
0,235(84) |
1(20) |
1,9(10) |
0,1(23) |
|
|
Битуминозная текстура |
Селективная равномерная |
Селективная слоистая, биоморфная |
Слоистая |
- |
- |
|
|
Битуминозная структура |
Гомогенная, линейно-ореольно-зональная, пятнистая |
Гомогенная, линейно-зональная, пятнистая |
Линейно - ореольно-зональная |
- |
- |
|
|
Асфальтены, % |
32,4-53 |
33,4-60 |
31,8-37,9 |
38,3-69 |
|
24,2-28,1 |
|
44,2(13) |
46(8) |
34,9(3) |
54(3) |
26,1(2) |
||
|
Смолы, % |
21,6-48,7 |
19,3-40,1 |
30,1-40,1 |
29,8-38,4 |
|
45,1-52,7 |
|
32,6(13) |
32(8) |
35,1(3) |
34,1 (3) |
48,9(2) |
||
|
Ароматические УВ, % |
4,7-12,7 |
4,3-15,9 |
5,6-8,5 |
6,3-7,4 |
|
0,7-3,5 |
|
8,5(13) |
10,1(8) |
7,2(3) |
6,8(3) |
2,1(2) |
||
|
Парафино-нафтеновые, УВ, % |
6,8-25 |
8,4-21,7 |
20,3-25,7 |
8,4-17 |
|
20,4-25,3 |
|
14,2(13) |
13,1(8) |
23(3) |
12,7(3) |
22,9(2) |
||
|
Асфальтены/парафино-нафтены |
3,1 |
3,5 |
1,5 |
4,2 |
|
1,1 |
|
Vp, мг/100 г Бхл |
181-4246 |
120-1026 |
0-359 |
0-1239 |
|
0-307 |
|
780(39) |
410(25) |
51(10) |
380(5) |
87(5) |
||
|
Nip, мг/100 г Бхл |
0-786 |
0-53 |
0-206 |
0-36 |
- |
0(5) |
|
121(39) |
18(25) |
36(10) |
6(5) |
|||
|
|
0,95-1,34 |
1 - 1,24 |
0,76-1,08 |
1,02-1,07 |
- |
0,9-1,1 |
|
1,1(33) |
1,09(24) |
1(9) |
1,05(3) |
1(3) |
||
|
|
2,1-6,1 |
1,8-5,7 |
0,67-3,1 |
0-1,7 |
- |
1-1,4 |
|
3,6(33) |
3(24) |
1,8(10) |
0,9(3) |
1,3(4) |
||
|
|
0-0,6 |
0-0,53 |
0,13-0,66 |
0,31-0,73 |
- |
0,41-0,8 |
|
0,13(35) |
0,17(25) |
0,47(10) |
0,55(3) |
0,6(4) |
||
|
Пристан/фитан |
0,4-0,84 |
0,33-0,94 |
0,77-1,1 |
- |
- |
- |
|
0,55(15) |
0,65(11) |
0,98(4) |
||||
|
Плотность эмигрировавших жидких УВ, усл. ед. |
40-280 |
28-157 |
5-82 |
0,7-8,2 |
5,4-14 |
8 |
* В числителе - пределы значений, в знаменателе - среднее, в скобках - число образцов. I - интенсивность полос поглощения, K1, C1 - спектральные коэффициенты, отражающие соотношение ароматических и парафиновых структур, D1740-1720 - коэффициент, характеризующий степень окисленности
Рис. 1. Распределение Сорг в доманикитах севера Урало-Поволжья:
I-V - выделенные группы пород
Рис. 2. Схема поэтапного вступления верхнедевонско-турнейских отложений севера Урало-Поволжья в ГЗН.
Границы: 1 - тектонических элементов, 2 - НМП, вступивших в ГЗН, 3 - ККСВ, 4 - КВСВ, 5 - Уткинско-Серебрянского прогиба, 6 - области отсутствия отложений; зоны развития НМП: 7 - вышедших из ГЗН, 8 - занявших полностью ГЗН, 9 - частично вступивших в ГЗН; 10 - время вступления НМП в ГЗН,11 - месторождения нефти. Впадины: I - Можгинская, II - Сарапульская, II - Шалымская, IV - Бабкинская, V - Уткинско-Серебрянская, VI - Добрянско-Кизеловская, VII - Яйвинская, VIII - Вишерская, IX - Лызовская, X - Пономаревская, XI - Рехинская, XII - Чигиренская. ККА - Казанско-Кажимский авлакоген; впадины: ВКВ - Верхнекамская, СоВ - Соликамская, СлВ - Сылвенская; своды: ПБС - Пермско-Башкирский, ТС - Татарский, КПС - Коми-Пермяцкий; ЧС - Чермозская седловина; ПСУ - передовые складки Урала