К оглавлению	УДК 553.98.061.31
	© Коллектив авторов, 1998

КАТАГЕНЕЗ ОРГАНИЧЕСКОГО ВЕЩЕСТВА И ФАЗОВЫЙ СОСТАВ ЗАЛЕЖЕЙ УГЛЕВОДОРОДОВ СЕВЕРО-ЗАПАДНОГО ОБРАМЛЕНИЯ СИБИРСКОЙ ПЛАТФОРМЫ

Ю.А. Филипцов, Л.Н. Болдушевская, А.А. Конторович (КНИИГиМС), В.А. Кринин (Комитет природных ресурсов по Красноярскому краю), А.Н. Фомин (ИГНГ СО РАН)

Катагенетическую преобразованность ОВ мезозойских отложений Енисей-Хатангской и северо-восточной части Пур-Тазовской нефтегазоносных областей (НГО) традиционно определяли по показателю отражения или преломления витринита либо по элементному составу керогена. Применение пиролиза для изучения ОВ мезозойских отложений названных областей позволило охватить больший объем кернового материала, который (из-за ограниченного его количества или отсутствия витринита) ранее не мог быть исследован. Было опробовано 80 скважин и отобрано 337 образцов керна. Пиролиз произведен на двух приборах: в ИГиРГИ (Rock-Eval) и в ОИГГиМ СО РАН (прибор, созданный на базе отечественного оборудования).

Изучение образцов мезозойских отложений Енисей-Хатангского прогиба и Большехетской структурной террасы выявило, что показателем степени катагенеза ОВ является параметр Т_мах. Была получена хорошая корреляция значений Т_мах и показателя отражательной способности витринита R°. В соответствии со шкалой катагенеза ОВ, разработанной по отражательной способности витринита, были определены граничные для зон катагенеза значения Т_мах. Для каждого пиролизатора они получились свои, так как настройка каждого прибора индивидуальна.

Значения Т_мах выстраиваются в определенную зависимость от глубины залегания пород. Для каждой скважины или группы близкорасположенных скважин были построены такие графики зависимости. Графики по скв. 318 Южно-Носковская и 2 Новая, находящимся в разных районах и опробованным в большом интервале глубин, практически совпали по конфигурации, что позволило объединить их в один общий график и принять его за эталонный, используя для скважин с недостаточным числом анализов. В соответствии с граничными значениями Т_мах была определена глубинная зональность катагенеза ОВ по многим площадям, в том числе ранее неизученным или недоизученным вследствие ограниченного числа данных по отражательной способности витринита или элементному составу керогена. Стратиграфическая схема изученных отложений представлена на рис. 1.

На основе полученных материалов построены профильные геологические разрезы, выбранные таким образом, чтобы наиболее полно было охарактеризовано геологическое строение района и представлено наибольшее число скважин с установленной зональностью катагенеза ОВ (рис. 2). По скважинам и площадям, где не было данных, проводилась интерполяция в соответствии с геологической ситуацией.

Изученные отложения Енисей-Хатангской и северо-восточной части Пур-Тазовской НГО представлены морскими, прибрежно-морскими и континентальными отложениями с ритмичным чередованием глинистых (в разной степени алевритистых) и песчаных толщ среднего - верхнего триаса, юры и мела. В геологическом разрезе отложений отмечаются два вида тектонических дислокаций: конседиментационные и постседиментационные. Структуры конседиментационного типа характеризуются меньшими мощностями накопившихся осадков на поднятиях (Балахнинский, Рассохинский мегавалы) и большими - во впадинах (Жданихинский прогиб, Южно-Носковская впадина) (см. рис. 2). Постседиментационные дислокации формировались во время предваланжинского и преднеогенового перерывов в осадконакоплении и сопровождались размывом отложений на поднятиях.

Зональность катагенеза ОВ, зафиксированная на момент наибольшего погружения отложений в палеогене, была, судя по одинаковому нарастанию катагенеза в скважинах, пробуренных в разных тектонических зонах, субгоризонтальная. Современное негоризонтальное залегание границ разных зон катагенеза ОВ обусловлено преднеогеновым воздыманием и размывом отложений (Волочанская, Балахнинская, Тундровая, Новая площади). Поэтому на поднятиях границы зон катагенеза ОВ воздымаются (Волочанская, Тундровая, Балахнинская площади), а во впадинах опускаются (Массоновская, Южно-Носковская площади) в зависимости от интенсивности постседиментационных движений. В то же время стратиграфически на поднятиях границы зон катагенеза ОВ перемещаются в более древние отложения. Например, на Массоновской площади граница ПК(Б) -(Д) находится в нижнехетской свите, на Новой площади - в гольчихинской свите, а на Волочанском поднятии - в отложениях нижней и средней юры. Это свидетельствует о том, что названные поднятия (хотя и с меньшей амплитудой) уже существовали на момент наибольшего погружения, когда границы стадий катагенеза ОВ были субгоризонтальны.

На основании выявленной глубинной зональности катагенеза ОВ по многим площадям бурения с учетом построенных разрезов была составлена схематическая карта катагенеза ОВ верхней части средне-верхнеюрских отложений Енисей-Хатангской и северо-восточной части Пур-Тазовской НГО (рис. 3).

Ранее карты катагенеза ОВ рассматриваемой территории неоднократно составлялись как для юрских, так и меловых отложений (Горшков В.И. и др., 1971; [2, 3]). Однако на основании массового опробования керна и его анализа методом пиролиза удалось установить катагенетическую преобразованность ОВ тех частей разреза, которые из-за малого объема или отсутствия необходимого для исследования материала не могли быть изучены другими методами. Это позволило существенно уточнить картину катагенеза ОВ и построить более дифференцированную карту для средне-верхнеюрских отложений. На карте показаны зоны распространения отложений с разной катагенетической преобразованностью ОВ.

Отложения с ОВ, достигающим буроугольной ПК(Б) стадии катагенеза, распространяются в краевых частях Енисей-Хатангского регионального прогиба, примыкающих к Сибирской платформе на юге и Таймырской складчатой области на севере, в пределах Рассохинского мегавала от Джангодской до Новой площади и Балахнинского мегавала, а также в восточной части Приенисейской моноклизы.

Зона распространения отложений с ОВ, преобразованным до длиннопламенной МК₁¹(Д) стадии катагенеза, протягивается полосой в пределах краевых частей Центрально-Таймырского мегапрогиба, на Северо-Сибирской моноклинали, Соленинско-Мессояхском валу, западном краю Пакулихинской моноклинали (Приенисейская моноклиза), Большехетской структурной террасе.

Отложения с ОВ, преобразованным до газовой МК₁²(Г) стадии катагенеза, отмечаются в пределах Жданихинского, Диамутского, краевых частей Боганидского прогибов, на Танамской структурной террасе, в восточной части Пендомаяхской впадины, центральной части Енисей-Хатангского прогиба.

Органическое вещество верхней части юрских отложений преобразовано до стадии МК₂(Ж) в центральной части Боганидского, восточной части Агапского прогибов, в Пендомаяхской впадине, в пределах Западно-Носковской и центральной части Восточно-Носковской впадин.

В целом отмечается увеличение катагенеза ОВ от бортов Енисей-Хатангского регионального прогиба к его центральным частям. Максимальная преобразованность ОВ характерна для наиболее погруженных структур. Меньшие амплитуды погружения привели к тому, что в пределах Рассохинского мегавала (Джангодская, Тундровая, Волочанская, Новая площади) верхняя часть средне-верхнеюрских отложений достигла только буроугольной ПК(Б) стадии катагенеза ОВ.

Вертикальная зональность катагенетической преобразованности ОВ изучена от среднего триаса до верхнего мела.

По разрезу ОВ отложений среднего-верхнего триаса на Балахнинском валу преобразовано до коксовой стадии, на Тундровом валу - до газовой, жирной МК₂(Ж), коксовой стадий, на Логатской площади - до газовойстадии. В погруженных структурах ОВ триасовых отложений достигает более высокой преобразованности.

Органическое вещество нижней юры (балахнинской, зимней, левинской, джангодской свит), а также лайдинской свиты (J_1-2) характеризуется катагенетической преобразованностью от ПК(Б) до. Наименее преобразовано ОВ на Малохетском валу в пределах Суходудинской площади - до стадии ПК(Б), на Волочанском валу - до длиннопламенной  стадии. Более преобразовано оно в пределах Озерного полувала: на Рассохинском и Джангодском поднятиях - до стадий и МК₂(Ж). На Курьинском поднятии (Новая площадь) ОВ балахнинской свиты преобразовано до стадий МК₂(Ж)-. Максимальной преобразованности ОВ нижнеюрских отложений достигает в Западно-Носковской, Пендомаяхской впадинах, Боганидском, Агапском, Жданихинском прогибах - до коксовойстадии и выше.

Отложения средней юры с ОВ буроугольной ПК(Б) и длиннопламенной  стадий катагенеза распространены в пределах поднятий и преобразованы до жирной МК₂(Ж) и коксовой  стадий в погруженных частях структур. Наименьшей преобразованностью ОВ (буроугольная и длиннопламенная стадии катагенеза) характеризуются отложения, развитые на Волочанском валу (см. рис.2). В Западно-Носковской впадине, в пределах Танамской структурной террасы и других погруженных структур преобразованность ОВ достигает жирной МК₂(Ж) и коксовойстадий. В восточной части Енисей-Хатангского прогиба на Балахнинском мегавалу ОВ отложений средней юры находится на буроугольной ПК(Б) и длиннопламенной  стадиях катагенеза; на Курьинском поднятии (Новая площадь) - на длиннопламенной и газовой стадиях-

Органическое вещество верхнеюрских отложений (точинская, сиговская свиты), а также яновстанской и гольчихинской свит слабо преобразовано на поднятиях: в пределах Озерного полувала (Рассохинская, Джангодская площади), на Балахнинском, Малохетском валах - до буроугольной ПК(Б) стадии. Жирной МК₂(Ж) стадии катагенеза ОВ этих пород достигает в погруженных частях территории: в Западно-Носковской, Восточно-Носковской, Пендомаяхской впадинах, Агапском, Боганидском прогибах. В Жданихинском прогибе и на погруженной части Озерного полувала ОВ преобразовано до газовой  и жирной МК₂(Ж) стадий катагенеза, на Танамской структурной террасе, Дерябинском выступе и в Долганском структурном заливе - до газовой стадии катагенеза, на Большехетской структурной террасе - до газовойи длиннопламенной стадий катагенеза.

В меловых отложениях наиболее преобразовано ОВ нижних пластов нижнехетской свиты в Западно-Носковской впадине, Агапском и Боганидском прогибах - до стадии МК₂(Ж), а также в Жданихин-ском прогибе и на Танамской структурной террасе до стадии. Наименьшая преобразованность ОВ отмечается в пределах Озерного полувала (Джангодская, Рассохинская площади), Пакулихинской моноклинали - стадия ПК(Б).

Органическое вещество пород малохетской свиты нижнего мела преобразовано до длиннопламенной стадии катагенезав пределах Танамской структурной террасы и на Тагульской площади Большехетской структурной террасы. На остальной изученной территории ОВ этих отложений находится на буроугольной ПК(Б) стадии катагенеза.

Органическое вещество отложений яковлевской свиты нижнего мела и пород верхнего мела находится на буроугольной стадии катагенеза ПК(Б). Только в пределах наиболее погруженных частей Пендомаяхской и, вероятно, Антипаютинской впадин ОВ яковлевской свиты достигает стадии  и, возможно, начала стадии.

Таким образом, для мезозойских отложений Енисей-Хатангской и Пур-Тазовской НГО наибольшая степень катагенетической преобразованности ОВ отмечается в центральных погруженных структурах - в Западно-Носковской, Восточно-Носковской, Пендомаяхской впадинах, в Боганидском, Агапском прогибах, а наименьшая - в прибортовых частях Енисей-Хатангского прогиба и Западно-Сибирской плиты, а также на локальных поднятиях.

Для осуществления прогноза фазового состояния залежей УВ наряду с катагенетической преобразованностью ОВ необходимо также знать обогащенность отложений ОВ.

Изучение обогащенности отложений ОВ проведено на основе определения в них С_орг и подсчета средневзвешенных содержаний раздельно по стратиграфическим подразделениям.

В разрезе Енисей-Хатангского прогиба и Большехетской структурной террасы Надым-Тазовской синеклизы по обогащенности пород С_орг выделяются следующие свиты с повышенным средневзвешенным содержанием С_орг (таблица): нижняя часть яковлевской свиты в северо-восточной части Пур-Тазовской НГО; гольчихинская; яновстанская; точинская; малышевская на Балахнинском валу; леонтьевская; вымская в пределах Балахнинского вала; балахнинская в пределах Балахнинского мегавала.

Можно предположить, что глинистые отложения лайдинской и джангодской свит так же обогащены ОВ, как и отложения других свит юры, однако данных по этим породам очень мало.

Высокие значения средневзвешенных содержаний С_орг отмечаются в восточной части Енисей-Хатангского прогиба по средне-верхнетриасовым отложениям.

Одним из важных параметров, характеризующих нефтегазогенерационные способности ОВ, является водородный индекс HI, однако его нельзя напрямую использовать для оценки нефтегазогенерационного потенциала изученных отложений. Причина этого заключается в том, что на анализ отбирались пробы, заведомо обогащенные ОВ. В песчаниках (а часто в алевролитах и аргиллитах) такими наиболее обогащенными ОВ являются пробы с углефицированным растительным детритом. Поскольку в имеющемся керне углефицированный детрит встречается очень редко, параметры пиролиза проб, содержащих углефицированный детрит, не могут быть использованы для характеристики нефтегазогенерационного потенциала пород в целом. То же самое относится и к пропласткам угля.

С учетом вышесказанного нефтегазогенерационные возможности мезозойских отложений могут быть охарактеризованы следующим образом.

В яковлевской свите (согласно с установленным преобладанием в ней гумусовой составляющей ОВ [1]), несмотря на низкую катагенетическую преобразованность ОВ (до стадии ПК(Б), значения HI достигают (максимально) лишь 100-200 мг УВД С_орг, типичных для незрелого ОВ типа III (гумусового) [4].

В малохетской и суходудинской свитах наряду с отложениями, характерными для яковлевской свиты, присутствуют породы с углистым веществом, которые имеют HI, повышающийся до 400-500 мг УВ/г С_орг. Столь высокие значения HI свидетельствуют о существенной примеси либо лейптинитовых компонентов, либо сапропелевого материала в алевролитах и аргиллитах (наряду с углистым детритом), что характерно для ОВ типа II (сапропелево-гумусового) [4]. Кероген типа II характеризуется более высоким нефтегазоматеринским потенциалом, чем чисто гумусовый кероген типа III. Водородный индекс алевролитов и аргиллитов (не содержащих углистых включений), достигающий 350-450 мг УВ/г С_орг, типичен для керогена типа II и при содержании С_орг 2-4 % характеризует материнские породы с хорошим нефтегазоматеринским потенциалом. Породы с такими характеристиками ОВ встречаются в суходудинской, нижнехетской и шуратовской свитах. Наиболее стабильно высокими (учитывая частичную реализацию генерационного потенциала) показателями HI (100-200 мг УВ/г С_орг) обладают алевролиты и аргиллиты нижнехетской свиты, что объясняется существенной долей в них сапропелевого ОВ.

Алевролиты и аргиллиты гольчихинской, яновстанской, малышевской, леонтьевской и вымской свит имеют еще более высокие показатели HI (150-300 мг УВ/г С_орг), несмотря на их более глубокое залегание и частичную реализацию нефтегазоматеринского потенциала. Отдельные значения HI достигают 450-550 мг УВ/г С_орг, что свидетельствует, скорее всего, о существенной примеси сапропелевой составляющей в ОВ. Данные А.Г. Вайцеховской подтверждают значительную примесь сапропелевой составляющей в ОВ юрских отложений региона [1].

Алевролиты балахнинской свиты характеризуются значениями HI до 80-180 мг УВ/г С_орг, указывающими (учитывая повышенную катагенетическую преобразованность ОВ) на то, что они уже в большой степени реализовали свой нефтегазоматеринский потенциал (тоже изначально довольно высокий).

Сведения по другим свитам юрских отложений немногочисленны, но и они не выходят за рамки закономерностей, выявленных для отложений этого возраста.

Привлекая данные по обогащенности мезозойских отложений С_орг, можно сделать вывод, что наилучшим как нефте- так и газогенерационным потенциалом на изученной территории Енисей-Хатангской и Пур-Тазовской НГО обладают юрские отложения, в которых сконцентрированы наибольшие массы ОВ.

Вторым по значимости уровнем, существенно обогащенным ОВ, является нижняя часть яковлевской свиты (см. таблицу). В ее пределах преобладает ОВ гумусового типа, которое характеризуется преимущественно газогенерационными возможностями (Хант Дж., 1982; [2]). Однако гумусовое ОВ некоторое количество нефти тоже может генерировать. Незначительные по масштабам нефтепроявления уже давно были зафиксированы в содержащих преимущественно гумусовое ОВ пермских, триасовых и юрских отложениях Вилюйской синеклизы [3]. Примером более значительных нефтегенерационных возможностей может служить дельтовая глинистая толща позднемелового возраста из бассейна Дуала (Камерун), с которой связаны скопления нефти и газа [5].

Остальные свиты изученного разреза, несмотря на присутствие в аргиллитах и алевролитах ОВ, обладающего довольно хорошими генерационными возможностями, значительно уступают отложениям юры и яковлевской свиты по общей его массе и поэтому могут рассматриваться как вспомогательный источник УВ.

Каждому из двух главных уровней нефте- и газогенерации в мезозойских отложениях изученной территории соответствует свой состав нефтей и газов продуктивных горизонтов. В настоящее время на территории Енисей-Хатангской и северо-восточной части Пур-Тазовской НГО главными изученными резервуарами нефти и газа являются малохетско-долганский (включающий продуктивные горизонты малохетской, яковлевской и долганской свит и региональный глинистый флюидоупор дорожковской свиты) и суходудинский (включающий продуктивные горизонты нижнехетской и суходудинской свит и флюидоупор верхней части суходудинской свиты: "пеляткинские слои") [3]. Нижележащие резервуары юрских отложений: малышевский, вымский, джангодский, зимний - изучены преимущественно в пределах поднятий, где зафиксирован преднижнехетский размыв большей или меньшей части юрских отложений. Нефти, полученные из малохетско-долганского и суходудинского резервуаров, существенно отличаются друг от друга. Нефти малохетско-долганского резервуара имеют более высокую плотность: 0,888-0,899 г/см³ (за исключением аномально тяжелых нефтей долганской свиты, где плотность достигает 0,953 г/см³ и возможно влияние биодеградации на состав и свойства нефти), пониженное содержание низкокипящих фракций (содержание фракции < 200 °С, как правило, 2-14 %). Нефти суходудинского резервуара в целом более легкие (плотность 0,812-0,857 г/см³), содержат больше низкокипящих фракций (содержание фракции < 200 °С, как правило, 17-39 %). Учитывая значительно меньшую миграционную способность нефтей по сравнению с газами, зная, что малохетско-долганский резервуар обладает собственным значительным нефтегазогенерационным потенциалом (яковлевская свита), а суходудинский резервуар подстилается юрскими отложениями, также имеющими свой собственный значительный нефтегазогенерационный потенциал, следует предположить, что различия в составе нефтей двух названных резервуаров, скорее всего, связаны с разными их источниками.

Отложения яковлевской свиты на большей части изученной территории содержат ОВ, преобразованное до стадии ПК(Б). Только в пределах Пендомаяхской впадины преобразованность ОВ яковлевской свиты достигает стадии  и, возможно, начала, т.е. только в этом районе ОВ яковлевской свиты находится в зоне начала и прогрессивного развития процессов нефтеобразования и может генерировать нефти существенно нафтенового состава, содержащие небольшое количество низкокипящих фракций (зональность катагенеза взята по А.Э. Конторовичу (Конторович А.Э., 1976; [2, 3]). Но именно в непосредственном окружении Пендомаяхской впадины, в пределах малохетско-долганского резервуара и были обнаружены нефти - на Тагульском, Лодочном, Ванкорском месторождениях, зафиксированы нефтепроявления на Соленинском, Мессояхском месторождениях. На остальной части территории нефтеносность продуктивных горизонтов малохетско-долганского резервуара возможна только за счет перетоков из нижележащих резервуаров. Однако в этом случае нефть должна быть близка по свойствам нефтям суходудинского резервуара, что пока в данном районе не установлено.

Газ обладает значительно лучшей миграционной способностью, чем нефть. Можно было бы ожидать, что состав газов малохетско-долганского и суходудинского резервуаров будет сходным. Однако и газы этих двух резервуаров характеризуются существенными различиями. Газы малохетско-долганского резервуара имеют почти чисто метановый состав (96,4-99,9 % СН₄) и образуют чисто газовые и газовые с нефтяной оторочкой залежи. Газы суходудинского резервуара, как правило, содержат повышенные количества гомологов метана и образуют газоконденсатные и газоконденсатно-нефтяные залежи. Так как материнские отложения яковлевской свиты содержат большое количество гумусового ОВ, обладающего преимущественно газогенерационными возможностями, а юрские отложения (которые можно считать главным источником УВ суходудинского резервуара) включают существенную часть сапропелевой нефтегенерирующей составляющей в общей массе ОВ, то наблюдаемые различия в составе газов этих двух резервуаров выглядят закономерными.

Таким образом, наиболее обоснованной представляется точка зрения, согласно которой процессы нефтегазогенерации в пределах двух резервуаров - малохетско-долганского и суходудинского (вместе с непосредственно подстилающими его юрскими отложениями) - протекали в значительной степени автономно. Поэтому наличие газовых залежей с нефтяными оторочками в малохетско-долганском резервуаре можно ожидать только в пределах территорий, окаймляющих наиболее глубоко погруженные (по отложениям яковлевской свиты) впадины на западе (вокруг Пендомаяхской впадины) и, возможно, на северо-западе (вокруг Антипаютинской впадины). На остальной территории Енисей-Хатангской НГО в малохетско-долганском резервуаре следует ожидать наличия только газовых залежей.

Для суходудинского резервуара в качестве основного источника УВ можно рассматривать подстилающие его юрские отложения. Как видно на рис. 3, эти отложения во многих районах Енисей-Хатангской и Пур-Тазовской НГО, в пределах прогибов и впадин, вошли в зону катагенеза ОВ стадий(Г)-МК₂(Ж) и, следовательно, должны были вполне реализовать нефтегенерационный потенциал. В то же время яновстанская свита (а в районах фациального замещения и глинизации разреза и гольчихинская свита), непосредственно подстилающая нижнехетскую свиту, на большей части территории (где она сохранилась от преднижнехетского размыва) является флюидоупором для нижележащих проницаемых горизонтов. Наиболее обогащенные ОВ пачки и толщи в пределах юрских отложений могут залегать на значительной глубине от подошвы нижнехетской свиты. В этом случае эмиграция (и перетоки в нижнехетскую свиту) жидких УВ-флюидов из них будет очень затруднена.

В процессе продолжающегося опускания отложения могут погрузиться в глубинную зону газообразования, где наряду с деструкцией керогена будет происходить также деструкция нефтей. Вследствие значительно лучшей миграционной способности газовые УВ смогут эмигрировать из материнских пород и поступить в суходудинский резервуар. Этому будет способствовать трансформация разбухающих глинистых минералов в неразбухающие и хлорит. Описанная схема может реализоваться для суходудинского и нижележащих резервуаров юрских отложений. Так как структурообразование в пределах мезозойского комплекса носило в значительной степени конседиментационный характер, то юрские отложения в настоящее время имеют существенно большую дислоцированность, чем перекрывающие их меловые (особенно верхняя их часть). Благодаря конседиментационному заполнению впадин (особенно ярко проявляющемуся по уровню нижнехетской и суходудинской свит) преобразованность ОВ значительной части юрских отложений в самых погруженных частях достигла  и, вероятно,  стадий катагенеза, что наблюдается, например, в пределах Западно- и Восточно-Носковской впадин, Жданихинского прогиба (Массоновская площадь). Такие процессы также должны были приводить к формированию в пределах суходудинского и нижележащих юрских резервуаров не чисто нефтяных, а газоконденсатных с нефтяной оторочкой и чисто газоконденсатных залежей.

Таким образом, впервые для территории Енисей-Хатангской и северо-восточной части Пур-Тазовской НГО на основании массового опробования керна и его анализа методом пиролиза удалось установить катагенетическую преобразованность и нефтегазогенерационные способности ОВ тех частей разреза, которые из-за малого количества или отсутствия необходимого для исследования материала не могли быть изучены другими методами. Это позволило существенно уточнить картину катагенеза ОВ вскрытых скважинами отложений и сделать важные выводы о фазовом составе залежей УВ.

Литература

1. Геология и нефтегазоносность мезозойских прогибов севера Сибирской платформы / Науч. ред. Д.С. Сороков // Тр. НИИГА. - Л., 1977.

2. Геология нефти и газа Западной Сибири // А.Э. Конторович, И.И. Нестеров, Ф.К. Салманов и др. - М.: Недра, 1975.

3. Геология нефти и газа Сибирской платформы / Под ред. А.Э. Конторовича, В.С. Суркова, А.А. Трофимука. - М.: Недра, 1981.

4. Espitalie J., Deroo G., Marquis F. La pyrolyse Rock-Eval et ses applications (Premiere partie) // Rev. Inst, franc, petrole. - 1985. - Vol. 40, № 5. -P. 563-579.

5. Espitalie J., Deroo G., Marquis F. La pyrolyse Rock-Eval et ses applications (Deusieme partie) // Ibid. - 1985. -Vol. 40, № 6. - P. 755-784.

Abstract

By pyrolysis data a zonality of catagenesis of organic matter of the Jurassic-Cretaceous deposits of the Enisei-Khatang and north-eastern part of the Pur-Tazovsky oil and gas-bearing areas for various drilling locations is recognized. Profile sections and a schematic map of organic matter catagenesis of the upper part of the Middle-Upper Jurassic deposits are constructed. Organic matter catagenesis is shown to be increased from the flanges of the Enisei-Khatanga regional trough and areas of regional highs to the zones of deep subsidence. Two levels of deposits with most oil and gas generation potential are recognized. These are Jurassaic deposits as a whole and a lower part of the Yakovlev suite. A some correspondence between oil and gas composition and properties and those of oil and gas source deposits is shown.

Таблица.

Средневзвешенное содержание С_орг по скважинам Енисей Хатангской и Пур-Тазовской НГО

Отдел	Свита (толща)	Средневзвешенное содержание Сорг, %
		минимальное	максимальное	среднее
К1	Нижняя часть яковлевской свиты	1,11	1,39	1,24(7)*
К1	Малохетская	0,45	0,76	0,62(6)
К1	Байкаловская	0,35	0,39	0,37(2)
К1	Суходудинская	0,42	0,64	0,53(28)
К1	Нижнехетская	0,42	0,70	0,58(40)
K1	Шуратовская	0,55	0,81	0,72(17)
J2-k1	Гольчихинская	1,22	1,63	1,41(21)
J3-k1	Яновстанская	0,73	1,23	1,01(6)
J3	Сиговская	-	-	0,63**
J2-3	Точинская	-	-	1,14**
J2	Малышевская	0,71	1,40	1,0(20)
J2	Леонтьевская	1,15	1,47	1,35(9)
J2	Вымская	0,58	1,37	1,06(9)
J1	Балахнинская	0,78	1,15	1,02(6)
T2-3	-	0,80	1,26	1,03(6)
C2-3-P1	Тустахская	0,78	1,39	1,13(10)

* В скобках - число скважин.

** Данные И.Д. Поляковой.

Рис. 1. СТРАТИГРАФИЧЕСКАЯ СХЕМА ЕНИСЕЙ ХАТАНГСКОИ И ПУР-ТАЗОВСКОЙ НГО

Рис. 2. ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ РАЗРЕЗЫ МЕЗОЗОЙСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ ЕНИСЕЙ-ХАТАНГСКОЙ И СЕВЕРО-ВОСТОЧНОЙ ЧАСТИ ПУР-ТАЗОВСКОЙ НГО ПО ЛИНИИ I-I(А), II-II (Б), III-III (В)

Границы: 1 - геологические, 2 - зон катагенеза ОВ; 3 - линия условной поверхности земли; 4 - линия замещения отложений; градации катагенеза: ПК(Б) - протокатагенез (буроугольная стадия); - начальная стадия раннего мезокатагенеза (длиннопламенная стадия); - конечная стадия раннего мезокатагенеза (газовая стадия); МК₂(Ж) - средний мезокатагенез (жирная стадия); - начальная стадия позднего мезокатагенеза (коксовая стадия)

Рис. 3. СХЕМАТИЧЕСКАЯ КАРТА КАТАГЕНЕЗА ОВ ВЕРХНЕЙ ЧАСТИ СРЕДНЕ-ВЕРХНЕЮРСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ ЕНИСЕЙ-ХАТАНГСКОЙ И СЕВЕРО-ВОСТОЧНОЙ ЧАСТИ ПУР-ТАЗОВСКОЙ НГО

1 - границы распространения юрско-меловых отложений; 2 - разрывные нарушения, установленные по геофизическим и аэрокосмическим данным; 3 - стадии катагенеза ОВ верхне-среднеюрских отложений: а - протокатагенез (буроугольная стадия); б - первый этап начального мезокатагенеза (длиннопламенная стадия); в - второй этап начального мезокатагенеза (газовая стадия); г - средний мезокатагенез (жирная стадия); 4 - линии геологических разрезов; 5 - плошади бурения: Ан - Аномальная, Блх - Балахнинская, Брг - Береговая, Вдн - Вадинская, Внк - Ванкорская, ВКб - Верхне-Кубинская, Влч - Волочанская, ВКбл - Восточно-Кубалахская, Грч - Горчинская, Др - Дерябинская, Дж - Джангодская, ЗКбл - Западно-Кубалахская, Зм - Зимняя, Кз - Казаниевская, Кбл - Кубалахская, Лгт - Логатская, Лд - Лодочная, Мсн - Массоновская, Мсх - Мессояхская, Мкс - Муксунихская, Ннд - Нанадянская, Нв - Новая, Оз - Озерная, Пх - Пайяхская, Птс - Паютская, Пл - Пеляткинская, Псч - Песчаная, Рсх - Рассохинская, Ррч - Русско-Реченская, Рб - Рыбинская, См - Семеновская, Слн - Соленинская, Спс - Средне-Пясинская, СЯр - Средне-Яровская, Сз - Сузунская, Схд - Суходудинская, Тгл - Тагульская, Ткн - Тайкинская, Тмп - Тампейская, Ткч - Токачинская, Тнд - Тундровая, Тр - Турковская, Уш - Ушаковская, Хб - Хабейская, Чр - Чарская, ЮНс - Южно-Носковская, Яр - Яровская; 6 - граница Красноярского края