К оглавлению журнала

 

УДК 550.4:552.578.2

© В.И. Ермолкин, С.И. Голованова, А.С. Филин, 1995

ГЕОЛОГО-ГЕОХИМИЧЕСКИЕ КРИТЕРИИ ПРОГНОЗА НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ДРЕВНИХ ТОЛЩ ЮГО-ЗАПАДНЫХ РАЙОНОВ ВОСТОЧНО-ЕВРОПЕЙСКОЙ ПЛАТФОРМЫ

В.И. Ермолкин, С.И. Голованова, А.С. Филин (ГАНГ им. И.М. Губкина)

Геолого-геохимические методы исследований, моделирующие процессы онтогенеза нафтидов в различных геодинамических обстановках, позволяют не только прогнозировать нефтегазоносность древних отложений, но осуществлять качественную и количественную оценку возможных скоплений флюидов. Предварительно проводятся картирование нефтегазоматеринских толщ и площадей нефтегазосбора, оценка генерационного потенциала, определение термобарических условий генерации углеводородов, пространственно-временных соотношений зон генерации и накопления углеводородных флюидов, форм и направлений миграции, процессов формирования залежей и т.д. [1].

Геолого-геохимические исследования рифейских и нижнепалеозойских отложений на древних платформах базируются на данных опорного и поисково-разведочного бурения. Установлено широкое развитие неметаморфизованных образований древних толщ, объединенных в промежуточный комплекс, которые выполняют глубинные структуры платформ, врезанные в зоны фундамента. Объектами геолого-геохимических исследований древних толщ юго-западных районов Восточно-Европейской платформы послужили Волыно-Оршанский прогиб и Пачелмский авлакоген.

В Волыно-Оршанском прогибе выделена большая площадь рифей-вендских отложений рифтогенной природы. Отмечается выдержанность литологического состава преимущественно пестроцветных пород промежуточного комплекса мощностью до 4-5 км.

Рифейские отложения приурочены к Волыно-Оршанскому прогибу. Наибольшие скопления органического вещества локализованы в среднерифейской толще. В белорусской серии среднего рифея в терригенных мелководных породах слабовосстановительных фаций с концентрацией органического вещества 0,1-0,5 % содержание ХБА уменьшается от 0,002 % (глубина до 1 км) до 0,001 % (глубина 4-5 км) при битумном коэффициенте bхл < 10. Количество битумоидов смешанного состава bхл > 10) возрастает от 0,007 % (до 1 км) до 0,093 % (4-5 км). В этом интервале глубин содержание углерода в ХБА увеличивается от 78 до 85 % при bхл < 10. В битумоидах смешанного состава (bхл > 10) в интервале глубин 4-5 км содержание углеводородов составляет ~ 80 %, смол 10-15 %, асфальтенов не более 5 %. В метанонафтеновой фракции фиксируются равные количества метановых и нафтеновых углеводородов (50 %).

По данным газожидкостной хромато-графии в нормальных алканах максимальные содержания приходятся на молекулы C18 при постоянном росте концентрации в интервале C12-C18. По результатам масс-спектрометрических исследований углеводородных фракций среди нафтенов преобладают бициклические, а среди ароматических углеводородов – нафталины (CnH2n-18 – 23 %) (Родионова К.Ф. и др., 1973).

На основе выявленных закономерностей изменений битуминозных компонентов с глубиной погружения максимум генерации углеводородов устанавливается в верхней части разреза среднего рифея, где преобладают слабовосстановительные фации. Содержание органического вещества составляет более 0,5 %, а битуминозных компонентов – 0,04-0,09 % (скв. Рудня, 2 Червона Слобода, 2 Восточно-Первомайская). В ХБА количество углерода изменяется от 80,36 до 85,42 % и водорода – от 11,58 до 12,74 %, что характерно для сапропелевого типа исходного органического вещества. Отмечаются высокие палеотемпературы (80-120 °С), существовавшие при прохождении катагенеза от стадий MK1 до МК4 Максимум эмиграции происходил на глубине от 2 до 5 км. Выявлено одновременное наличие значительной (0,5-5,0 %) и слабой (0,2-0,5 %) генерации Сорг. Содержание битумоидов в породе соответственно изменяется от 30 до 120 г/т. В составе ХБА отмечается высокое содержание метанонафтеновых углеводородов (50 %) при низких значениях нафтеново-ароматических (2 %) передних – нафтеново-полиароматических (22 %). Петролейно-эфирные, бензольные и спирто-бензольные смолы содержатся почти в равных количествах – от 5 до 7 % при суммарном их содержании ~ 20 %. Концентрация асфальтенов не превышает 6 %. По данным масс-спектрометрических исследований в метанонафтеновой фракции содержатся равные количества метановых и нафтеновых углеводородов (50 %). Среди нафтеновых углеводородов наиболее распространены бициклические структуры (Родионова К.Ф. и др., 1973).

Анализ углеводородного состава органического вещества нефтематеринских пород среднего рифея Волыно-Оршанского прогиба позволяет предположить на неразведанных территориях алканоциклановый углеводородный состав высокомолекулярной части жидких флюидов. Источником генерации углеводородов является сапропелево-нелипидное органическое вещество, формировавшееся в слабовосстановительных геохимических фациях. Отношение пристана к фитану изменяется от 0,8 до 1,0, а тетрациклических нафтенов к пентациклическим – от 1,8 до 2,2. Среди ароматических углеводородов преобладают фенантрены. Особенности индивидуального состава углеводородов позволяют прогнозировать обнаружение жидких флюидов средней плотности.

Плотность эмиграции ХБА в двух очагах генерации увеличивается от 1 • 103 до 2 • 103 т/км2 в направлении с севера-запада на юго-восток, что дает возможность отнести их к очагам со слабой генерацией в отложениях среднего рифея Волыно-Оршанского прогиба (рис. 1,а).

Эмиграция углеводородов началась, возможно, на рифейском этапе развития Волыно-Оршанского палеопрогиба. В последующем генерация углеводородов происходила в меньших масштабах, что позволяет оценивать среднерифейские отложения как малоперспективные. Зону нефтегазонакопления, вероятно, можно оконтурить вблизи пос. Чайковича.

В верхневендских отложениях (котлинская свита) накоплению органического вещества способствовали вулканические извержения. В пределах Волыно-Оршанского прогиба содержание Сорг в аргиллитах изменяется от 0,5 до 3,0 % при повышенных количествах ХБА – от 0,002 до 0,03 %. В составе ХБА содержание углерода 71,93-75,06 %, водорода 9,31-10,72 %, С/Н = 7,0-7,72, Н/С = 1,553-1,714, O/C = 0,142-0,196.

Таким образом, в вендском седиментационном бассейне осадконакопления Волыно-Оршанского прогиба наибольшее количество органического вещества накапливалось в верхневендских отложениях при палеотемпературах 80-120 °С. Максимум генерации битумоидов осуществлялся на глубине 2-3 км (см. рис. 1,б).

Пачелмский авлакоген – крупная линейная структура, разделяющая Токмовский и Воронежский выступы кристаллического фундамента. Промежуточный комплекс представлен рифейскими отложениями и погружен до глубины 3-5 км. Отмечаются ступенчатое погружение пород и наращивание разреза более древними отложениями в центральных участках авлакогена. Формация представлена нижнерифейскими грубообломочными красноцветными породами и среднерифейскими переслаивающимися светло-серыми алевролитами, аргиллитами и песчаниками с общей пористостью от 5 до 20 %. Некоторый интерес в разрезе рифея могут представлять карбонатные отложения пересыпкинской свиты среднего рифея, где встречены породы, обогащенные органическим веществом.

Геохимические фации – морские, относительно глубоководные, сменяющиеся мелководными. Из аутигенных минералов присутствуют пирит и гидроксиды железа. Геохимические фации слабовосстановительные и вторично-окисленные (скв. 10, 12 Ворона, 2 Сердобск).

В одновозрастных толщах среднего рифея сердобской серии Пачелмского авлакогена (татищевская, иргизская, секретаркинская свиты) преобладают окисленные фации, особенно в породах, сформировавшихся в начале и конце трансгрессии. Генерация и эмиграция битумоидов в среднерифейских отложениях происходили на глубине более 2 км. В разрезе скважин площади Самово геохимически изучены вторичные битумоиды, извлеченные из песчаников в интервале 2,4-2,7 км. Содержание Сорг изменяется от 0,11 до 0,15 % при относительно высокой битуминозности – 0,04-0,42 %. Значение битумного коэффициента колеблется от 26,0 до 38.0. Наиболее благоприятные условия для реализации нефтематеринских свойств отложений среднего рифея существовали в конце палеозоя. Очаги генерации оконтуриваются на глубине 2-3 км. Однако содержание органического вещества в породах очага генерации невысокое (0,1-0,5 %). На долю битуминозных компонентов приходится 0,002 %. На глубине 3-4 км возрастает содержание углерода (ХБА до 80-85 %), что свидетельствует о происходящих процессах перераспределения углеводородов внутри толщи среднего рифея. Плотность эмиграции изменяется от 1.103 до 2.103 т/км2 (рис. 2,а) [3].

В отложениях верхнего рифея отмечаются более высокие содержания органического вещества – от 0,1 до 0,8 %, что обусловлено углублением бассейна седиментации. Содержание ХБА изменяется от 0,003 до 0,042 %. Геохимические фации преимущественно слабовосстановительные при наличии восстановительных. Выявлено большое количество эмиграционных битумоидов (bхл = 26-38). В верхнем рифее на глубине 1,3 км в разрезе скв. 12 Ворона встречен песчаник, пропитанный нефтью (см. рис. 2,а).

Таким образом, можно предположить, что на границе рифейских и вендских отложений возможно обнаружение небольших залежей нефти средней плотности на площади Пачелмского авлакогена.

Морские палеофации нижневендского бассейна седиментации относительно мелководные [2]. Среди геохимических обстановок преобладают слабовосстановительные при наличии окислительных и вторично-окислительных (скв. 5,9,10,11,12 Ворона, 1 Каверино, 1 Морсово, Зубова Поляна, 2 Сердобск). Концентрация органического вещества варьирует от 0,5 до 1,5 %. Содержание ХБА составляет 0,003-0,020 %. Битумный коэффициент изменяется на глубине 1-3 км от 2 до 7 (слабовосстановительные фации) и от 0,1 до 0,3 (окислительные фации). В ХБА пород слабовосстановительных фаций углеводороды не превышают 35 %, в их составе доминируют метанонафтеновые углеводороды как наиболее устойчивые к окислительным процессам при диагенезе.

В верхневендских породах вильчанской серии (V2) преобладают гидроксиды железа, изредка встречается пирит [2]. Содержание Сорг крайне мало (0,1 %). В вулканогенно-осадочных вышезалегающих толщах волынской серии органическое вещество сконцентрировано в отдельных прослоях с вариациями содержания от 0,10 до 0,40 %, ХБА изменяется от 0,004 до 0,006 %. Отношение кислых фаций к нейтральным не превышает 1,3. Состав ХБА следующий: углерод 73,5 %, водород 10,52 %, С/Н = 6,93, Н/С = 1,717, O/С = 0,163 (Родионова К.Ф. и др., 1973).

Максимальное накопление органического вещества происходило в породах редкинской свиты (V2), что обусловлено захоронением здесь значительной массы водорослей. Предполагается влияние вулканического тепла. Об этом свидетельствуют зачатки здесь процессов битумообразования на малых глубинах. Содержание Сорг колеблется от 0,1 до 0,5 % в породах окислительных и слабовосстановительных фаций и возрастает до 4-5 % в породах восстановительных фаций.

Продуктивность отложений верхнего венда Пачелмского авлакогена оценивается в 0,5•109 т. Эмиграция этих битумоидов происходила неравномерно [3 ]. Процесс достиг максимума в пермский период. Из верхневендских отложений с глубины 2-3 км эмигрировало 4,5 • 103 т ХБА, а с глубины 3-4 км – 1 • 103 т (см. рис.2,б). В начале девона отложения верхнего венда (редкинская и котлинская свиты) попали в главную зону нефтенакопления. Зоны аккумуляции располагались в непосредственной близости от очага генерации. Лишь в конце палеозоя нефтематеринские породы верхневендских отложений погрузились на глубину 3-4 км. Углеводороды могли аккумулироваться в вендских коллекторах. Наиболее перспективны вендские породы в тех районах, где они перекрывают рифейские грабены. Можно ожидать залежи нефти и газа, связанные с локальными поднятиями и литолого-стратиграфического типа в зоне выклинивания базального песчаного пласта редкинской свиты. Эмиграция углеводородов осуществлялась из средне-верхнерифейских отложений в вышележащие вендские толщи над этим очагом.

Таким образом, потенциальная нефтегазоносность древних толщ Волыно-Оршанского прогиба значительно ниже по сравнению с таковой Пачелмского авлакогена. Древние толщи юго-западных районов Восточно-Европейской платформы нефтеносны, причем нефть в залежах в первоначальном состоянии, вероятно, была недонасыщена газом. Нефть нафтенометановая (плотность 0,80-0,85 г/см3), маловязкая, со средним выходом бензиновых фракций (20-25 %). Зоны нефтегазонакопления связаны с поднятиями, располагающимися в области основной генерации углеводородов. Залежи нефти наименее всего разрушаются в районах с унаследованным развитием или сохранением структурного плана, а также с гидрогеологической закрытостью недр, наличием надежных флюидоупоров и термодинамическим режимом в диапазоне 70-140 °С [1].

ЛИТЕРАТУРА

1. Золотов А.Н. Тектоника и нефтегазоносность древних толщ. - М.: Недра, 1982.

2. Клевцова А.А. О глубинном строении Пачелмского прогиба и история развития его в позднем докембрии // Изв. вузов. Сер. Геология и разведка. -1968.-№9.-С.10-20.

3. Ларская Е.С., Загулова О.П. Особенности накопления и преобразования органического вещества рифейских отложений Московской синеклизы в связи с поисками источников углеводородов // Рассеянное органическое вещество осадочных пород - источник углеводородов нефти. -М., 1973. - С. 16-32.

Рис.1. СХЕМАТИЧЕСКАЯ КАРТА ДИНАМИКИ НАКОПЛЕНИЯ СИНГЕНЕТИЧНЫХ УГЛЕВОДОРОДОВ В РИФЕЙСКИХ (А) И ВЕНД-НИЖНЕКЕМБРИЙСКИХ (Б) ОТЛОЖЕНИЯХ ВОЛЫНО-ОРШАНСКОГО ПРОГИБА

1 - предполагаемые границы бассейна седиментации; 2 - граница современного распространения отложений; предполагаемые изопахиты: 3 - рифейских отложений, 4 - венд-нижнекембрийских отложений; 5 - очаг генерации; 6 - величина суммы сингенетичных углеводородов (т/км2 ) по площади (а) и скважине (б)

Рис.2. СХЕМАТИЧЕСКАЯ КАРТА ДИНАМИКИ НАКОПЛЕНИЯ СИНГЕНЕТИЧНЫХ УГЛЕВОДОРОДОВ В РИФЕЙСКИХ (А) И ВЕНД-НИЖНЕКЕМБРИЙСКИХ (Б) ОТЛОЖЕНИЯХ ПАЧЕЛМСКОГО ПРОГИБА

1 - газопроявление; 2 - нефтепроявление. Остальные усл. обозначения см. на рис. 1

Сайт создан в системе uCoz