Т.Л. Виноградова, В.А. Чахмахчев, З.Г. Агафонова, Т.И. Гордадзе, З.П. Кукушкина (ИГиРГИ)

Распространенные в Бузулукской впадине отложения девонского (эйфель-живетского и нижнефранского) терри-генного комплекса являются перспективным объектом нефтегазопоисковых работ. Открытые в данном комплексе залежи УВ размещаются на глубине 3,2-5,4 км и приурочены к бийско-афонинским (пласты ДV), воробьевским (пласты ДIV), ардатовским (пласты ДIII) и пашийским (пласты Д0, ДI) терригенно-карбонатным коллекторам.

Эти субширотные геоструктурные элементы рассечены протяженными субмеридиональными разломами [2], образующими четыре блока – Западный (Вишневский), Зайкинско-Росташинский, Центральный (Ливкинско-Царевский) и Восточный (Лебяжинско-Акьярский).

В известняках эйфельского яруса содержание С_орг варьирует от 0,4 до 1,9 % на фоне средних и повышенных количеств ХБ (0,020-0,123 %) (табл. 1).

На хроматограммах битумоидов известняков максимум распределения УВ охватывает область н-алканов состава н-C₁₅-н-C₁₇. Фитан преобладает над пристаном. Отношение П/Ф составляет 0,58-0,78. Содержание изопреноидных УВ в битумоидах довольно низкое. Битумоид обогащен относительно низкомолекулярными н-алканами. Отношение алканов (н-С₁₅-н-С₁₇) к более тяжелым изомерам (н-С25-н-С27) изменяется от 0,80 до 1,98 (табл. 2). Преобладание н-алканов состава C15-C17 свидетельствует о преимущественно морском водорослевом типе исходного ОВ [3].

По данным ИК-спектроскопии для битумоидов эйфельских известняков типично: присутствие алифатических эфиров (К₃ = 0,22-1,80); невысокие значения спектральных коэффициентов (К₃¹), характерных для ароматических эфиров; незначительные содержания ароматических УВ (К₄ = 0,12-0,37), наличие длинноцепочечных алканов (Д₇₂₀ =0,13-0,18). Иными словами, данные ИК-спектроскопии подтверждают выводы о морском водорослевом ОВ с преобладанием его сапропелевой составляющей.

По значению остаточного нефтяного генерационного потенциала S₂ эй-фельские известняки, по классификации K. Peters [5], оцениваются за малым исключением как бедные. Общий нефтяной генерационный потенциал РР ОВ низкий (см.табл. 2). По значению остаточного С_орг эти известняки отвечают нефтематеринским породам среднего класса [4].

В эйфельских аргиллитах содержания ОВ изменяются в довольно широких пределах от - 0,7 до 5,4 %. Содержания ХБ средние и повышенные (см. табл. 1). Для УВ-части битумоидов этих пород характерна также доминанта в области н-С₁₅-н-С₁₇. Отмечаются повышенные концентрации легких изопреноидов, а также преобладание фитана над пристаном. Общие характеристики и распределение УВ указывают на морской сапропелевый тип исходного ОВ.

По данным ИК-спектроскопии в битумоидах эйфельских аргиллитов описанные для известняков закономерности сохраняются. Литологические различия пород большого влияния на состав ОВ не оказывают. По значению S₂ аргиллиты характеризуются как бедные. На их принадлежность к среднему классу нефтематеринских пород [4] указывают значения РР и С_орг.

Живетская (банково-терригенная) формация представлена органогенными карбонатами и известковистыми аргиллитами, алевролитами и песчаниками. С запада на восток мощность отложений живетского яруса сначала увеличивается с 50 до 167 м, а затем по мере приближения к восточной периферии впадины уменьшается до 74 м. В живетских аргиллитах колебания содержаний ОВ весьма широкие: С_орг меняется от 0,2 до 2,3 %. Количество ХБ варьирует от низкого до повышенного (см. табл. 1). Погружение толщи в центральной части впадины не приводит к значительным изменениям ОВ.

Максимум распределения УВ в битумоидах живетских аргиллитов западной и центральной частей впадины также приходится на область C₁₅-C₁₇. Отмечается присутствие легкой ароматики. В большинстве случаев фитан превалирует над пристаном, а содержание изопреноидов невелико. Легкие н-алканы доминируют над тяжелыми, а величина Sн-(C₁₃-C₂₀) / S н-(С₂₁-С₃₀) достигает 2,8. По всем показателям сапропелевый фациально-генетический тип ОВ идентичен таковому в эйфельских отложениях.

Нижнефранская (банково-терригенная) формация представлена закономерно чередующимися слоями органогенных известняков, крупно- и мелкозернистых песчаников, алевролитов и аргиллитов. Мощность пород франского яруса увеличивается с запада на восток от 31 до 96 м. В аргиллитах содержания С_орг колеблются от 0,3 до 1,8%, а концентрации ХБ средние и повышенные (см. табл. 1). В УВ-составе битумоидов отмечены низкие значения отношения П/Ф, меняющиеся в интервале 0,6-1,0. Содержание изопреноидных УВ невысокое.

Определение степени термической зрелости ОВ пород и его генерационного потенциала является важным и необходимым этапом изучения нафтидов при прогнозной оценке нефтегазоносности недр. Для решения указанных задач применена методология, основанная на использовании прибора Рок-Эвал [3]. В частности, на рис. 1 представлена графическая зависимость значений водородного индекса HI от максимальной температуры пиролиза Tmах для ОВ пород среднепозднедевонского и каменноугольного (визейского) возраста. Сравнительный анализ графика позволил прийти к следующим выводам.

1. Точки, соответствующие среднедевонским породам (см. рис. 1), располагаются в области T_mах от 445-470 °С. Эта зона отвечает нижней части "нефтяного окна", близкой к переходной зоне начала генерации газоконденсатов. Указанный интервал значений Т_mах прослежен во всех тектонических блоках Бузулукской впадины. За малым исключением HI OB пород классифицируется по K. Peters [4] как бедный, в редких случаях - как средний.

2. Породы нижнего франа и визе содержат ОВ с Т_max в интервале 425-445 °С (см. рис. 1). Эти показатели соответствуют зонам начала генерации УВ и верхнего генерационного интервала "нефтяного окна". При этом отмечен низкий HI OB - 60-200 мг УВ/г C_орг.

Выявлена хорошая корреляция между УВ-показателями катагенеза нафтидов и параметром Т_mах. На рис. 2 представлен график зависимости степени термической зрелости OB (Ki) от Т_mах. Довольно четко прослеживается обратно пропорциональная связь между этими параметрами. Низкие показатели Кi, меняющиеся в весьма узких пределах (0,15-0,25), соответствуют нефти и битумоидам пород D₂ef-gv. Более высокие значения Ki связаны с D₃f и C₁v.

Установлена меньшая степень термической зрелости ОВ пород живетского яруса по сравнению с эйфельским, что и отразилось на показателях Т_mах и Ki (см. табл. 2). Эти различия проявляются и в более низкой катагенной превращенности нефти III пласта ардатовского горизонта (Ki = 0,2-0,6; К = S н-(С₁₃-С₂₀) / Sн-(С₂₁-С₃₀) = 1,3-2,6) по сравнению с нефтями IV и V пластов воробьевского и афонинского горизонтов (Ki = 0,1-0,2; К = Sн-(С₁₃-С₂₀) /Sн-(С₂₁-С₃₀) = 1,4-5,6). Менее зрелыми являются нефть (Ki = 0,50-0,70; К = Sн-(С₁₃-С₂₀) /Sн-(С₂₁-С₃₀) = 1,1-1,5) и ОВ пород нижнефранского и визейского ярусов. Показатели Т_max и Кi для их битумоидов колеблются соответственно в пределах 425-445 °С и 0,3-0,6.

1. В пределах Бузулукской впадины по остаточным значениям содержаний С_орг, ХБ и результатам геохимической корреляции УВ-составов нефти и битумоидов известняки, аргиллиты и особенно глинистые карбонаты отнесены к нефтегазопроизводящим.
2. Отмечаются весьма низкие остаточный и суммарный нефтяные генерационные потенциалы ОВ пород верхнего и особенно среднего девона, что свидетельствует о завершении процессов нефтегазообразования.
3. В пределах всех блоков установлена высокая степень зрелости ОВ эйфельживетских отложений, отвечающая завершающим стадиям нефтеобразования и началу генерации газовых конденсатов.
4. В нижнефранских материнских толщах степень созревания ОВ достигла уровня катагенеза, соответствующего интенсивным процессам нефтеобразования верхних интервалов "нефтяного окна".

Для перспективных территорий Камелик-Чаганской зоны, т.е. Центрального и Восточного блоков в эйфель-живетских V и IV пластах, при благоприятных геологических условиях предполагается открытие преимущественно газоконденсатнонефтяных скоплений, особенно в наиболее погруженном Ливкинско-Царевском блоке. В этих же пластах Восточного блока не исключается размещение скоплений высокогазонасыщенной нефти. В коллекторах III пласта ардатовского горизонта в обоих блоках прогнозируется размещение нефтяных залежей. Аналогичная оценка характера продуктивности распространяется и на коллекторские толщи нижнефранского комплекса.

*Анализ пород проводился в лаборатории физических методов исследований ИГиРГИ под руководством М.С. Зонн.

1. Королюк И.К., Щекотова И.А. Банково-терригенная формация северного обрамления Прикаспийской впадины - особый тип нефтегазоносных формаций // Нефтегазоносность недр России: Сб. ИГиРГИ. -М., 1995. -Ч. 1. -С. 38-52.
2. Меламуд Е.Л. Структурно-тектонические особенности и нефтегазоносность эйфельско-нижнефранских отложений северного обрамления Прикаспийской впадины // Нефтегазоносность недр России: Сб. ИГиРГИ. - М., 1995. - Ч. 1. - 53-69.
3. Чахмахчев В.А., Зонн М.С., Виноградова Т.Д., Тихомиров В.И. Геохимическая оценка органического вещества методом Рок-Эвал // Нефтегазоносность недр России: Сб. ИГиРГИ. -М., 1995. -Ч. 1. -С. 3-11.
4. Эспиталье Дж., Дроуэт С., Маркуис Ф. Оценка нефтеносности с помощью прибора Рок-Эвал с компьютером // Геология нефти и газа. -1994. -№ 1.-С. 23-32.
5. Peters K.E. Guidelines for evaluating petroleum source-rock using programmed pyrolisis // Bull. Amer. Assoc. Petrol. Geol. - 1986. - Vol. 70, №3. -P. 318-329.

The article presents new chemical-bituminological data on geochemistry of dispersed organic matter of deposits comprising the Devonian terrigenous complex of Buzuluk depression. These deposits are referred to be oil and gas-generating. Types and maturity degree of dispersed organic matter of Devonian rocks in four tectonic blocks of Buzuluk depression have been determined. Very low residual and total generation potential of organic matter for Upper and especially Middle Devonian rocks evidencing that oil and gas generation processes in Devonian rocks of the region have been already completed are recorded.

Predominantly gascondensate accumulations may be discovered in promising territories of Kamelik-Chagansky zone, i.e. Central and Eastern blocks in Eifelian-Givetian IV and V horizons. The same horizons of Eastern block may probably contain accumulations of highly gas saturated oils. Oil pools distribution is suggested in reservoirs of III formation of Ardatovsky horizon in both blocks. Similar character of productivity may be expected in reservoirs of Lower Frasnian complex.

Примечание. Числитель – соответственно минимальное и максимальное значения, знаменатель – среднее арифметическое.

Примечание. Числитель – соответственно минимальное и максимальное значения, знаменатель – среднее арифметическое.

Тmax - температура максимального выхода УВ в процессе крекинга керогена; S1 - содержание свободных УВ в породе; S2 - остаточный нефтяной потенциал; PI - -S1/(S1 + S2) - индекс продуктивности; РР = S1 + S2 - общий нефтяной генерационный потенциал. Спектральные коэффициенты битумоидов (соотношения оптических плотностей в максимумах исследуемой и реперной полос): К3 = Д1740/Д1460 ~ относительное содержание групп С = О алифатических эфиров к сумме СН2 + СН3 групп цикланов и алканов; К31 = Д1700/Д1460 - относительное содержание групп С = О ароматических эфиров кетонов и кислот к сумме СН2 + СН3 групп цикланов и алканов; К3 = Д1600/Д1460 -отношение суммарного содержания аренов в образце к сумме СН2 + СН3 групп цикла нов и алканов.

Рис.1. ГРАФИК ЗАВИСИМОСТИ HI от Тmax ДЛЯ ПАЛЕОЗОЙСКИХ ПОРОД БУЗУЛУКСКОЙ ВПАДИНЫ

Рис.2. ГРАФИК ЗАВИСИМОСТИ СТЕПЕНИ ТЕРМИЧЕСКОЙ ЗРЕЛОСТИ ОВ Ki от Tmax ПИРОЛИЗА КЕРОГЕНА ПАЛЕОЗОЙСКИХ ПОРОД БУЗУЛУКСКОЙ ВПАДИНЫ