Геология поиски и разведка нефти и газа

 

2.1. Геохимическая зональность, динамика и масштабы процессов нефтеобразования в ордовикско-саргаевских отложениях Тимано-Печорской НГП

Исследование геохимической зональности, динамики и масштабов нефтеобразования в пределах Тимано-Печорской НГП в отложениях ордовика - нижнего франа проведено комплексом методов, принятых во ВНИГНИ.

Из указанных пород ведется добыча нефти, они являются перспективными для дальнейших работ. Время их накопления характеризуется унаследованным палеотектоническим развитием, одинаковым уклоном платформы к востоку, наступлением моря с Урала. Ордовикско-силурийская толща представлена морскими глинисто-карбонатными и лагунными соленосными отложениями, а девонские - терригенными и карбонатными толщами со следами вулканической деятельности. Изучение характера геохимической зональности накопления и преобразования ОВ, его типов и распределения, необходимое для выявления нефтегазоматеринских толщ и оконтуривания очагов нефтегазогенерации, показало наличие еще ряда специфических для разновозрастных толщ черт. Принципы выделения и характеристика геохимических зон рассмотрены нами ранее [1]. Здесь отметим лишь, что геохимические фации определялись на основе изучения количества и типов аутигенных минералов в породах с использованием выявленной ранее корреляционной связи между визуальными и аналитическими данными о количественном содержании форм серы и железа в породах.

Отложения всех стратиграфических комплексов исследуемой совокупности в пределах Ижма-Печорской впадины, Лайского, Колвинского, Макариха-Салюкинского и Сорокинского валов входят в состав геохимической зоны, для которой характерно преобладание слабовосстановительных геохимических фаций в разрезе (до 80 % мощности), а восстановительные обстановки встречаются значительно реже (20%). В пределах Косью-Роговской впадины в более глубоководных отложениях (до 40-50 % мощности) возрастает роль восстановительных фаций. На Колвинском мегавалу в образованиях девона, нижнего франа наблюдаются следы вторичного окисления породы, а на Печоро-Кожвинском мегавалу и Среднепечорском поперечном поднятии в 10-40 % разреза обнаружены специфические фации, которые, видимо, связаны с привносом значительного количества разновалентного железа в результате подводной вулканической деятельности (в породах наблюдается совместное нахождение сингенетичного пирита и сидерита).

В ордовикско-среднедевонских отложениях встречается сапропелевое дисперсное и колломорфное ОВ в форме микросгустков, микропрожилок разных размеров, в межзерновом пространстве пород, в равномерной смеси в основной массе породы, в виде микрообрывков водорослей [2], содержание Сорг колеблется в пределах 0,1-1 % (в единичных прослоях до 2,4-3,8 %). Во франских образованиях наряду с сапропелевым встречаются гумусовое ОВ - обломки спор и витринизированные и фюзенизированные водорослевые детритные включения. Концентрация ОВ в слабовосстановительных фациях не превышает 0,3 %, в восстановительных - колеблется от 0,4 до 3,8 %. Для каждой геохимической фации были проанализированы изменения содержания и состава битумов в катагенезе. Было установлено, что они несколько различны в породах ордовика-силура, нижнего-среднего девона и франа, что объясняется изменением состава ОВ в процессе эволюции биосферы

В ордовикско-силурийских отложениях Макариха-Салюкинского вала максимальные значения среднего содержания сингенетичных ХБА (при Сорг 0,5-0,9 % и битумном коэффициенте до 5 %), равные 0,04 %, характерны для подстадии МК3. На Макариха-Салюкинском валу, в Хорейверской и Косью-Роговской впадинах наблюдается уменьшение этих значений до 0,02 % на подстадии МК4, а в Косью-Роговской до 0,004 % на подстадиях AK1-АК2. В отложениях нижнего и среднего девона Печоро-Кожвинского мегавала, вала Сорокина границы зоны с максимальными средними значениями ХБА несколько расширяются, и она включает в себя не только подстадию МК3, но и МК4. В породах франского яруса из-за примеси гумусовых компонентов в составе ОВ нижняя граница зоны максимальных значений ХБА вновь поднимается к подстадии МК3. На Колвинском мегавалу, валу Сорокина, Среднепечорском поперечном поднятии в отложениях подстадии МК4 и MK5 количество ХБА существенно уменьшается.

Различия в катагенных преобразованиях ОВ трех рассматриваемых комплексов прослеживаются и в характере изменения состава ХБА (рассматривается только восстановительная геохимическая фация - оптимальная для нефтеобразования). Концентрация УВ в составе сингенетичных ХБА в ордовикско-силурийских отложениях на подстадиях катагенеза MK1-МК2составляет в среднем 35 % (метано-нафтеновой фракции, МНФ, 30,2%), на МК4 она достигает максимума - 55 % (МНФ 47 %), т. е. граница максимального содержания УВ и МНФ в ХБА расположена на подстадию катагенеза ниже, чем эта граница для ХБА. На подстадиях от MK5 до АК2 средние количества УВ и МНФ в ХБА снижаются и составляют 36-28 и 32,9-26,6 % соответственно. В нижне-среднедевонских отложениях концентрации УВ и МНФ в ХБА на подстадиях MK1 - MK5 колеблются от 34,9 до 49,3 % (МНФ 23,8-38,7 %), т. е. граница максимальных значений этих параметров также располагается ниже на одну подстадию катагенеза по сравнению с этой границей для ХБА. Во франских отложениях эта картина повторяется (рисунок), на МК1-МК5 содержание УВ снижается от 40,4 до 33 % (МНФ 32,6-28 %) без закономерных их превращений.

Границы изменения количества парафинов и н-алканов в МНФ, УВ и МНФ почти одинаковы по перечисленным выше совокупностям отложений. Так, в ордовикско-силурийских образованиях на МК4 количество парафинов составляет 72,3 %, н-алканов в МНФ 23,5 %, а на МК5 - 51,5 и 14,3 % соответственно, т. е. зона максимума содержания парафинов и н-алканов находится ниже на одну градацию катагенеза, чем такая же зона для ХБА. В нижне-среднедевонских отложениях на MK5 максимальные значения для парафинов 57,8-65,1 % и н-алканов 17,1-8,8 %, а на МК1-МК4 45,8-58,4 и 9,3- 14,7 % соответственно. Во франских отложениях эти показатели составляют 63,1-59,8 и 19,7-14,2% на МК1-МК4 и 51 % (парафины, для н-алканов нет данных) на МК5, т. е. по отношению к зонам с максимальными значениями ХБА идет отставание этих значений для парафинов и н-алканов.

Среди нафтенов во всех стратиграфических горизонтах исследуемых отложений в сингенетичных битумах преобладают бициклические структуры (10- 15 %), а среди ароматических УВ - бензольные (38-52 %).

Используя опыт предыдущих исследований и результаты рассмотренной выше динамики изменения битумных показателей, отражающие характер соотношения генерации и эмиграции, для оценки масштабов нефтеобразования приняты следующие коэффициенты эмиграции (Кэм). Для ХБА пород слабо-восстановительных фаций Кэм на всех подстадиях катагенеза принимался за 0,1, для пород восстановительных фаций на МК1 0,2, МК2 0,3, МК3 0,4, МК4 0,5, МК5 0,6 и т. д. Для декальцинированных спиртобензольных битумов (ДСББ) Кэм на всех подстадиях 0,1. Для оценки суммарных масс эмигрировавших битумов была использована следующая формула:   , где S - площадь распространения нефтематеринских отложений, h - мощность пород, d - плотность, ХБАисх принимается за единицу на данной подстадии катагенеза,   , ХБАост определяется аналитически [3]. Полученные количества эмигрировавших флюидов по ХБА (для различных геохимических фаций) и для ДСББ суммировались.

Подсчеты показали, что крупные очаги (более 10 тыс. усл. ед. эмигрировавших нефтяных УВ) генерации нефти в ордовикско-саргаевских отложениях существовали в пределах Косью-Роговской, Ижма-Печорской и Хорейверской впадин и Среднепечорского поперечного поднятия, средние по продуктивности очаги (1-10 тыс. усл. ед.) - на Печоро-Кожвинском и Колвинском мегавалах и валу Сорокина.

Зоны аккумуляции существуют в пределах Ижма-Печорской впадины, на склонах Тиманского кряжа, на Печоро-Кожвинском и Колвинском мегавалах и Макариха-Салюкинском валу. Соотношение массы эмигрировавших битумов (Qэм) и начальных прогнозных ресурсов в различных структурных подэтажах (Qэм/Qак) для ордовикско-нижнедевонских отложений Косью-Роговской впадины, среднедевонско-нижнефранских Среднепечорского поперечного поднятия, силурийских Ижма-Печорской впадины, ордовикско-силурийских Хорейверской впадины составляет 5-10, что свидетельствует о сингенетичном нефтеобразовании. В среднедевонско-нижнефранских отложениях Печоро-Кожвинского мегавала в нижнедевонских отложениях вала Сорокина это отношение колеблется .от 1 до 5 (смешанное нефтеобразование), в среднедевонско-нижнефранских отложениях Ижма-Печорской впадины и Колвинского мегавала оно менее единицы (эпигенетичное нефтеобразование). Очевидно, что в последнем случае нефтяные скопления сформировались за счет либо нефтегазоматеринских пород другого возраста, либо довольно дальней миграции из очагов генерации, расположенных в пределах Хорейверской впадины и Среднепечорского поперечного поднятия.

Сопоставление углеводородного состава сингенетичных, смешанных и миграционных битумов, в том числе в продуктивных толщах, показало, что от сингенетичных битумов восстановительных фаций к миграционным происходит постепенное увеличение концентраций УВ, МНФ и ароматической фракции, доли парафинов в МНФ, т. е. их состав «облагораживается». В миграционных битумах малых концентраций (менее 0,01 %) в нижнесилурийских отложениях Макариха-Салюкинского вала, напротив, наблюдается уменьшение количества УВ из-за потери легких н-алканов при миграционной дифференциации битумов, транзитных явлениях в неблагоприятных для аккумуляции участках, окислении водой в карбонатно-сульфатных коллекторах.

В нефтях содержание МНФ составляет до 65 %, парафинов - до 60 %, преобладают моно-, бициклические нафтены, а в ароматической фракции - моноциклические, характерна наибольшая концентрация алкилбензолов, в меньшем количестве, чем в битумах, содержатся бензтиофеновые соединения [4].

Из сказанного следует, что ордовикско-франские отложения представляют собой самостоятельный, в достаточной степени изолированный сингенетично-нефтегазоносный комплекс. В его пределах наблюдаются латерально-вертикальное перемещение нефтегазовых флюидов, в результате происходит частичное формирование нефтяных скоплений в среднедевонско-нижнефранских отложениях Ижма-Печорской впадины, Печоро-Кожвинского и Колвинского мегавалов и полное в ордовикско-силурийских отложениях Хорейверской впадины, ордовикско-нижнедевонских Косью-Роговской и среднедевонско-нижнефранских Среднепечорского поперечного поднятия, с которыми (при наличии структурных условий) связываются перспективы нефтегазоносности.

 

 

Заключение

 

Тимано-Печорский бассейн является уникальным образованием по сложности строения и эволюции. Он охватывает крупную область земной коры континентального типа, для которой характерно накопление закономерного ряда осадочных формаций, отражающих последовательность тектонического развития – от преобладания связанного с растяжением активного прогибания, сопровождаемого обширными морскими трансгрессиями, до вызванных общим сжатием инверсий и горообразования. В разрезе осадочного чехла выявлены почти все известные типы залежей, как по разнообразию ловушек и коллекторов, так и по характеристикам углеводородов. Диапазон нефтегазоносности охватывает интервал от верхнепротерозойских до среднетриасовых отложений с глубинами залегания залежей от 150 м до 5 км. Такое разнообразие при условии выявления основных закономерностей геологического строения региона позволяет надеяться на открытие еще значительного количества месторождений.

Таким образом глины состоят из тончайших чешуйчатых кристаллов минералов, образующихся при выветривании полевых шпатов и других разрушающихся минералов. Эти породы существенно отличаются по составу и свойствам от более крупнозернистых осадков. Помимо глинистых минералов в глинах в качестве акцессорных компонентов в различных количествах обычно присутствуют хемогенные образования (сидерит, кальцит), органические вещества и разнообразные коллоиды. Очевидно, что по мере увеличения количества неглинистых минералов возрастает их роль в определении свойств глин.

Глины используются в производстве керамики, бумаги, резины, катализаторов и др. Глины весьма важны для многих областей деятельности человека, например для сельского хозяйства и инженерного дела. Для каждой области применения глин существуют специфические требования к различному сочетанию свойств.

 

 

 СПИСОК

Список использованной работы

 

1.      Загулова О.П., Храмова Э.В. Специфика состава битумов и углеводородов в верхнепротерозойских толщах Русской плиты.- Труды ВНИГНИ. М., вып. 240, 1982, с. 83-94.

2.      Ларская Е.С. Исследование рассеянного органического вещества в шлифах.- Геология нефти и газа, 1975, № 4, с. 34-42.

3.      Органическая геохимия палеозоя и допалеозоя Сибирской платформы и прогноз нефтегазоносности / Под ред. К.К. Макарова и Т.К. Баженовой. Л., Недра, 1981.

4.      Храмова Э.В. Специфика преобразования углеводородных компонентов битумоидов и нефтей в глубокопогруженных палеозойских отложениях Тимано-Печорской провинции. Тезисы докл. на V Всесоюзном семинаре «Нефтеобразование на больших глубинах». М., изд-во МГУ, 1986, с. 100-101.

5.   Глинистые породы и их свойства (Соколов В.Н. , 2000), «НАУКИ О ЗЕМЛЕ

6.  Основы геологии (часть 1) В.А.Ермолов Л.Н. Ларичев В.В. Мосейкин 2004год издательство МГГУ.