К оглавлению журнала

 

ПРОБЛЕМЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ БАЙКАЛЬСКОГО ФУНДАМЕНТА ТИМАНО-ПЕЧОРСКОЙ ПРОВИНЦИИ

О.С. Кочетков (Ухтинский индустриальный институт), Е.Б. Грунис (Минпромтранс Республики Коми), Л.А. Анишенко (Институт геологии КНЦ УрО РАН), Л.Н. Алисиевич (СеверНИПИгаз)

При сравнении прогнозных оценок нефтегазоносности и реальных показателей извлекаемых запасов нефти и газа для Тимано-Печорской провинции возникает парадоксальная ситуация: первые – растут, а вторые – падают. Подобное положение в первую очередь объясняется незначительными объемами разведочного бурения, а во вторую – разнобоем в методике подсчета прогнозных ресурсов. Сохранению слишком высокого элемента спекулятивности в расчетах прогнозных ресурсов способствует теоретически канонизированный подход к определению механизма генерации УВ. В табл. 1 приведены соответствующие данные разных авторов, причем первые из них рассматриваются как официально принятые.

Как видно, превышение последних данных над первыми достигает 10-кратной величины, даже с учетом начальных ресурсов, оцененных в 1929 г., которые составили 397 млн. т нефти и газоконденсата, а также 407 млрд м3 природного газа (Грунис Е.Б., Гайдеек В.И., Гранович К.Б., 1995).

Применение в расчетах (Дьяконов А.И., Овчарова Т.Д., 1995) гипотетических показателей, исходящих из канонизированных устаревших представлений о сингенетическо-катагенетическом процессе образования нефти, приводит к гипертрофированным результатам по осадочному чехлу. При этом остаются без внимания прямые признаки нефтегазоносности подстилающего фундамента, особенно его прикровельных частей, тогда как в ряде провинций мира нефтегазоносность фундамента разного возраста выявлена на глубине до 500-1500 м. Причем газонефтяные залежи в фундаменте и отложениях осадочного чехла в большинстве случаев образуют единую флюидодинамическую систему (Веселов К.Е., Михайлов И.Н., 1994; Кочетков О.С., 1980).

Основание Печорской плиты – байкальский фундамент – представляет собой инверсированный комплекс геосинклинальных вулканоосадочных метаморфизованных отложений верхнего протерозоя (рифея). Его возрастные и структурные аналоги встречены в разных регионах мира: гренвиллиды – в Северной Америке, протерозоиды Северо-Западного Квинсленда – в Австралии, рифеиды Центральной Сахары – в Африке и собственно байкалиды – в Азии. Байкалиды представляют собой складчато-глыбовое обрамление древних платформ и объединяются в единый байкальский тектонотип (Булгатов А.Н., 1973; Кочетков О.С., 1980). К байкальскому фундаменту на севере Африки приурочена большая часть гигантского месторождения Ауджила-Нафура-Амал (Ливия), заключающая 2/3 извлекаемых запасов нефти, т.е. 590 млн т.

По восточному борту структурного аналога Тимана – Енисейского кряжа – протягивается Юрубчено-Тохомская авлакогеновая зона с залежами нефти и газа в замках антиклинальных складок рифея, срезанных экранирующими вендскими отложениями осадочного чехла. УВ-флюиды поступали в рифейский фундамент со значительных глубин по тектонически ослабленным зо нам разломов (Краюшкин В.А., 1984; Федоров Д.Л., 1994).

В Тимано-Печорской провинции еще в 30-40-е гг. в районе Южного Тимана нефтенасыщенные сиениты байкальского фундамента были вскрыты скважинами на Изкосьгоринской антиклинальной структуре. Вблизи пос. Водный в сланцах фундамента была вскрыта скважинами газовая залежь. Газопроявления были также получены здесь при бурении скважин на глубине до 388 м относительно кровли сланцев фундамента в виде довольно мощных восходящих струй. По данным А.В.Кулевского (1942) состав УВ-газов в сланцах и вышележащих газонасыщенных девонских отложениях базальных горизонтов чехла идентичен (метан – 97,87 %, этан и другие УВ – 2,13 %, следы гелия).

В фундаменте на площади Водный–Ярега в ряде скважин наблюдались нефтепроявления в виде жидкой нефти, вытекающей из открытых трещин в сланцах, до глубины 40,7 м ниже их кровли. "Ниже, до глубины 150 м, встречается лишь сгущенная нефть, еще ниже (150-200 м) наблюдаются нефтепроявления лишь в виде битумов переходного к асфальту типа и, наконец, на глубине 200 м – только твердые битумы..." (Розанов А.Н., 1947). А.Н. Розанов такую сменяемость с глубиной объясняет затеканием нефти в сланцы из девонских прилегающих к выступу фундамента коллекторов, которое в действительности нереально, так как в этом случае затекавшая нефть давно бы закупорила, окисляясь, все трещины в сланцах. Кроме того, она имеет восходящую миграцию, поступая из более глубоких горизонтов фундамента, возможно, образуя там залежь, находящуюся под аномально высоким давлением. В отношении восходящего газа из глубин фундамента А.Н. Розанов вынужден был признать его более глубинный источник, но в виде графитизированного органического вещества самих сланцев, не рассматривая, однако, механизм такого превращения и отделяя газопроявления по источнику генерации от нефтепроявлений.

Иного мнения придерживался И.Н. Стрижов (1939), который доказывал, что нефть Ярегского месторождения в девонских отложениях, перекрывающих фундамент, "пришла" из последнего, будучи протерозойского происхождения, по трещинам в сланцах (Калюжный В.А., 1948). К этому следует добавить, что наличие в трещинах сланцев твердых битумов и одновременно жидкой нефти свидетельствует о неоднократном стадийном заполнении трещин битумами. Этот процесс достаточно сходен со стадийным выделением битумов в пневматолито-гидротермальных жилах (Соболев B.C., 1975; [4]). В них обнаружился последовательный во времени дискретный ряд минерализации: графит– антраксолиты – кериты – асфальтиты – асфальты – нефти, сопровождаемый газопроявлениями. Соглашаясь с мнением И.Н. Стрижова и не видя возможностей сосуществования раздельных источников генерации нефти и УВ-газов, укажем на новые данные изучения керна сверхглубокой скважины 700 Ярега, пробуренной в замке Ярегской структуры [2] и прошедшей по сланцам и другим метапородам фундамента более 4,5 км. На основании этой информации Р.П. Готтих и Б.И. Писоцким (ВНИИгеоинформсистем) установлена тенденция увеличения газонасыщенности пород с глубиной и заполнения кварц-карбонатных прожилков "водным раствором, жидкими УВ, битуминозным веществом и газами", имеющими восходящий характер, начиная с низов вскрытого разреза. Причем битумы имеют "генетическое родство" с ярегской нефтью.

Таким образом, увязывая данные А.Н. Розанова, А.В. Кулевского, И.Н. Стрижова с новыми материалами бурения скв. 700 Ярега, следует сделать единственно возможный вывод о поступлении УВ-флюидов, жидких и газовых, в коллекторы осадочного чехла из глубин фундамента, породы которого сильно дислоцированы и метаморфизованы, а также высокопроницаемы для флюидов благодаря Ярегскому разлому, "живущему" и сейчас. К Ярегскому и параллельному ему Войвожскому разлому приурочены УВ-залежи и ряда других нефтяных и газовых месторождений (рис. 1), в сходности механизма формирования которых с Ярегским месторождением вряд ли приходится сомневаться.

Однако до сего времени нередко высказывается мнение о латеральной миграции УВ-флюидов из глубин Печорской впадины в сторону Тимана на многие десятки километров (Вассерман Б.Я., 1964) с образованием УВ-скоплений. Вероятность такой миграции допускалась в период осадконакопления в среднем и позднем девоне до проявления позднедевонского базальтового магматизма. Добазальтовый возраст ярегской нефти, казалось бы, подтверждается (Лобозова Р.В., Зиборова А.В., Шабо З.В., 1991). Только авторы "забыли" сослаться на В.А. Калюжного (1948), который, проведя детальные геолого-петрографические и геохимические исследования ярегских диабазов и вмещающих девонских пород, однозначно доказал более позднее появление нефти относительно диабазовых тел. Их внедрение и тектоническая активизация осложнили блоковую структуру Тимана, исключив тем самым вероятность дальней латеральной миграции УВ к местам скопления, что опровергает соответствующие мнения.

Для установления вещественных связей УВ-скоплений осадочного чехла и байкальского фундамента, а также потенциальной нефтегазоносности фундамента Тимано-Печорской провинции авторами настоящей статьи были исследованы особенности распределения Сорг и битумоидов в палеозойских глинистых и карбонатно-глинистых породах осадочного чехла Верхнепечорской впадины (Вуктыльская, Патраковcкая площади) и породах тиманского фундамента (скв. 700 Ярега).

Наряду с полученными данными (Сорг, хлороформенный (ХБА) и спиртобензольный (СББА) битумоиlы) привлекались материалы других исследователей из опубликованных и фондовых материалов (табл. 2, табл. 3). Сравнительный статистический анализ содержаний Сорг выявил близость диапазонов его концентраций и средних статистических показателей для палеозойского осадочного комплекса и пород фундамента в рассматриваемых районах Тимано-Печорской провинции, а также превышение субкларков Сорг для подобных пород палеозоя и протерозоя всей Русской платформы (Мидисов А.А., Ронов А.Б., 1970; Кочетков О.С., Алисиевич Л.Н., 1998). Это можно расценивать с позиций явной концентрации углеродистого вещества в парапородах как показатель нефтегазоносности не только осадочного чехла, но и нижележащего байкальского фундамента (рис. 2).

Оценка этих показателей по Сорг в сравнении с таковыми для докембрия в целом, приведенными А.В. и Св.А. Сидоренко [3], позволяет присоединиться к их выводу, что докембрийские парапороды содержат Сорг примерно в тех же количествах, что и осадочные породы фанерозоя, и современные пелагические осадки, а именно – в пределах от 0,05 до 2,5 %, в среднем 0,5-0,8 %.

Возникают вопросы:

1. Почему статистически средние содержания Сорг в мергельно-глинистых породах осадочного чехла и углисто-графитовых слюдистых метасланцах докембрия, в частности верхнего протерозоя, почти совпадают?

  1. Возможно ли увязать потенциальную нефтегазоносность байкалид Тимано-Печорской провинции с генерацией УВ за счет метаморфизованного Сорг сланцев?
  2. Могут ли ювенильные УВ-флюиды быть источниками УВ-месторождений осадочного чехла?

Для ответа на первый вопрос нужно подчеркнуть, что еще недавно бытовало мнение о скудной органической жизни в докембрии, которое было опровергнуто [3]. Полученные нами данные применительно к докембрию Тимано-Печорской провинции свидетельствуют о близости остаточных концентраций Сорг в однотипных породах как на ранних стадиях катагенеза, так и на поздних стадиях метаморфизма. Подобный вывод приемлем и для однотипных пород осадочного чехла как в целом, так и в частности. Так, нами отражены колебания содержаний Сорг с глубиной залегания пород для байкалид и палеозойских отложений (рис. 3).

В первом случае для углеродисто-слюдистых, частью карбонатных сланцев характер изменения показателя Сорг отражает равномерную ритмичность седиментации первичных тонкодисперсных осадков без признаков перераспределения РОВ с глубиной, огромной мощности (3-4 км) в условиях палеопелагиали. Средний показатель Сорг = 0,16 % сходен с таковым для современных пелагических глинистых осадков – 0,24 %, по С.Эл-Векил и Д.Райли [3], возможно, с малой поправкой на удаление биохимическим путем метана на стадии диагенеза. Во втором случае по разрезу палеозоя на площадях Вуктыльская и Патраков-ская до глубины 4,5 км показатели Сорг и глубина залегания пород не коррелируют между собой, как и в разрезе скв. 700 Ярега по рифею, хотя его концентрации здесь значительно выше. Но дальнейшее увеличение глубины для площади Вуктыльская сопровождается резким понижением показателя Сорг, в то время как породы того же возраста в патраковском разрезе на глубине более 4 км характеризуются постоянством содержаний Сорг. Естественный крекинг и вынос битумоидов обусловлены милонитизацией мергелей и аргиллитов в приразломной зоне, которая приводит к появлению микротрещинной текстуры, обеспечивающей движение битумоида по мелким пустотам, выполненным ромбоэдрическим кальцитом в черной битумной "рубашке" (керновые штуфы мергелей с Гудырвожской и Белой площадей, глубина 4-5 км).

Для ответа на второй вопрос были рассмотрены наиболее значимые геохимические показатели битумоидов в тех же породах (С/Н,Сорг/ХБ, К/Н, Н/Сат, Oат). Используя разделение содержаний ХБА по Н.Б. Вассоевичу (1973), определяем, что для вуктыльского разреза характерны средние содержания ХБА, патраковского – очень низкие и низкие, К/Н соответственно в среднем ниже единицы (0,54-0,92) и выше единицы (2,02-2,60). Иными словами, в вуктыльском разрезе подвижного битумоида больше, но вниз по разрезу его количество имеет некоторую тенденцию к снижению, а содержание Сорг резко уменьшается. Патраковский разрез верхней половиной стратиграфически наращивает вуктыльский разрез. Но в среднем значение К/Н стабильно по всему разрезу, отражая тем самым большую степень деструкции керогена, по этой причине корреляция Сорг и СББА довольно высокая, что доказывает их генетическую общность и чего нельзя принять для ХБА и Сорг, так как подвижные битумоиды в основном имеют эмиграционный характер (см. табл. 3).

Аналогичным образом изучавшиеся в аспекте потенциальной нефтегазоносности карбонатно-глинистые метапороды байкальского фундамента Тимано-Печорской провинции вместе с докембрийскими парапородами сходного состава смежных и прочих регионов по содержанию Сорг и концентрациям ХБА с СББА были разделены на три группы.

Первая группа – рифейские углеродистые сланцы Тимана: 1) северо-восточной структурно-формационной зоны с широко варьирующим содержанием Сорг от 0,02 до 1,4 % и концентрацией ХБА от очень низкой (< 0,005 %) до повышенной (0,10 %) с К/Н=0,6; 2) юго-западной структурно-формационной зоны с содержанием Сорг от 0,02 до 0,8 % и концентрацией ХБА от низкой (0,01 %) до повышенной (0,7 %). По Сорг и ХБА для рифея были также учтены данные В.Г. Оловянишникова (1993).

Вторая группа – средне-, нижнепротерозойские и архейские породы Кольской сверхглубокой скважины [1]. Для первых характерны дисперсия содержаний Сорг от 0,02 до 2,5 % (среднее 0,25 %) и низкие до повышенных, иногда до высоких, концентрации ХБА, а для вторых – низкие концентрации ХБА. К/Н >= 1 (по всему разрезу).

Третья группа – средне-, нижнепротерозойские и архейские метапороды с повышенными содержаниями Сорг (примерно от 1 до 33 %) – в виде углеграфита Балтийского, Кольского, Украинского, Алданского щитов. В то же время для них характерны низкие до средних концентрации ХБА при К/Н > 1 [3].

Все три группы характеризуются метаморфизмом осадочных пород при T-условиях от 400 до 750 °С, графитизацией исходного сапропелевого вещества. Концентрации ХБА в докембрийских породах и породах вышележащего палеозойского нефтегазоносного комплекса имеют близкие диапазоны значений, что подтверждает первоочередно потенциальную нефтегазоносность верхнего байкальского фундамента. При этом выявлены следующие геохимические особенности: 1) статистическая динамика соотношений Сорг и ХБА свидетельствует о нарастании концентраций ХБА от байкальского к более древнему фундаменту – карельскому и их снижении – к архейскому; 2) однако при этом прямой зависимости между ХБА и содержанием Сорг не выявляется; 3) в первой и второй группах эта зависимость имеет параболический характер (рис. 4, рис.5). Особый интерес представляют высокие и повышенные концентрации ХБА и одновременно очень низкие содержания Сорг в гипабиссальных ультрабазит-базитовых породах и их туфах, ассоциирующих с метапородами второй группы (см. рис. 4, А). Расположение соответствующих им точек по вертикальной ветви параболы подчеркивает ювенильность подвижных битумоидов и их накопление в магматитах как реальных переносчиков УВ в вышележащие структурные этажи земной коры. Аналогичным образом в третьей группе концентрации ХБА имеют довольно стабильный статистический уровень и также не зависят от содержания Сорг (см. рис. 4, А).

Ответ на третий вопрос можно получить, принимая во внимание сопряженность концентраций ХБА со степенью метаморфизма пород, графитизацией Сорг, а также с постоянно протекающей углеводородной дегазацией комплексов фундамента. Выявленное статистическое распределение Сорг и ХБА свидетельствует о преобладающей эмиграционной форме ХБА в байкальском фундаменте, геохимически наследуемом характере подвижных битумоидов, их поступлении из более древних комплексов фундамента. Следовательно, они имеют явно ювенильную природу, образуясь в виде продуктов рециклинга глубинных газовых флюидов и гидрогенизации углеграфита при регрессивном метаморфизме (Алексеев Ф.А. и др., 1978; Кочетков О.С., 1995).

Высказываемое предположение В.Г. Оловянишникова (1993) о вероятном уничтожении битумоидов во внутренних районах рифейской Урало-Тиманской геосинклинали, т.е. в районах современного Приуралья, благодаря метаморфизму и складчатости отчасти правильно, если иметь в виду битумоиды первично-осадочные, органогенные. Но если учесть метаморфогенный ювенильный синтез битумоидов, как показано нами, в докембрийских комплексах фундамента, то байкалиды Тимано-Печорской провинции вполне потенциально нефтегазоносны в зонах тектонической трещиноватости, брекчирования, межформационных перерывов. Происходила и происходит дальнейшая восходящая по разломам миграция УВ-флюидов в породы осадочного чехла (Бойко Г.Е., 1982), создающая нередко локальные скопления с аномально высоким пластовым давлением.

Подобные соображения о единстве и преемственности УВ-вещества во флюидодинамической системе фундамент – осадочный чехол дополняют, помимо особенностей распределения Сорг и ХБА, данные по геохимическим показателям Н/Сат, Oат (рис. 5, рис.6). Для комплексов пород байкальского, добайкальского фундаментов и осадочного чехла (Вуктыл, Патраковка, Баган) они сходны, что подчеркивает геохимическое родство УВ-флюидов между комплексами как частями каркаса единой флюидодинамической системы.

На диаграмме Караваева (см. рис. 6) это иллюстрируется тем, что поле показателей Сорг и Н/Сат для докембрийских пород фундамента по Кольской сверхглубокой скважине перекрывается таким же полем для палеозойских пород Приуралья (Вуктыл, Патраковка). Однако при этом битумоиды протерозойских пород более окислены и ароматизированы, чем таковые архейских пород (интервал глубин 8400-9400 м), что объясняется глубинным положением первых в зоне (до 2,7 км) фильтрации кислородсодержащих гравитационных вод (Белоконь В.Г., 1987).

По степени гидрогенизации (Н/Сат) разброс точек значителен как для тех, так и для других (см. рис. 5). Правда, она по своему уровню заметно выше для Вуктыльской площади по сравнению с Патраковской, что и должно быть теоретически. Поле немногочисленных точек байкалид PR2 (всего 5) очень тесно сопряжено с точками Вуктыльской площади, что подчеркивает их геохимическую преемственность. Тут же располагаются точки битумоидов из эффузивов, гидротермальных образований и перидотитов протерозойского разреза по Кольской сверхглубокой скважине, как бы иллюстрируя сходство УВ-вещества, переносимого из фундамента в осадочный чехол в зонах разломов магматическим расплавом и ювенильными флюидами. Их автономность относительно битуминозных и нефтеносных пород осадочного чехла доказывается тем, что они наблюдаются как в самом чехле, так и в кристаллическом протерозой-архейском фундаменте (Соболев B.C., 1975; [4]).

Повсеместно они формируют ряд "гидрогенизации" от более старых стадий к молодым, от твердых битумов к жидким, в противоположность известному ряду окисления битумов (нефти), который должен был бы реализоваться в случае переотложения пневматолито-гидротермальным путем УВ-вещества из осадочного чехла.

Возраст жидких УВ в жильных и дайковых телах, судя по формам проявления, несомненно, молодой и связан с неотектоническими движениями вплоть до современных. В архейском кристаллическом фундаменте Балтийского щита определение абсолютного возраста асфальтита в парагенезисе с загустевшей нефтью из зон трещиноватости дало значения 30-40 тыс. лет [5].

Грандиозность процессов поступления УВ-флюидов с их последующей конденсацией и образованием битумов в высокопроницаемых породах наблюдается в Баренцево-Северо-Карской провинции – северном продолжении Тимано-Печорской провинции. Здесь на о-ве Греэм-Белл архипелага Земля Франца-Иосифа обнажаются многочисленные дайки долерито-базальтов, заключающие разнофазовые, от твердых до жидких, битумопроявления. Одна из даек прослежена на 15 км. Битумы инъецировались во вмещающие верхнетриасовые песчаники, образуя подобие нефтяных залежей (Безруков В.М., 1997). Таким образом, битумопроявления, наблюдаемые на самых разных стратиграфических уровнях, включая кристаллический фундамент, в магматических, пневматолито-гидротермальных образованиях имеют ювенильный характер. Из них к явно молодым относятся жидкие битумы (нефти), которые, как правило, завершают полистадийный процесс ювенильного битумообразования.

В итоге приведенные ответы на поставленные вопросы позволили охарактеризовать схему общего механизма миграции УВ и нефтегазонакопления, в которой промежуточное место отведено байкальскому фундаменту.

Как показывает сейсмографическое широтное профилирование через всю Тимано-Печорскую провинцию (Кочетков О.С., 1995), мощность байкалид варьирует от 5 до 10 км, т.е. значительно превышает мощность вышележащего осадочного чехла. Он в свою очередь с размывом и угловым несогласием залегает на карельском кристаллическом фундаменте, вскрытом Кольской сверхглубокой скважиной, который хорошо прослеживается в западной и центральной частях Тимано-Печорской провинции, но не "ловится" в Приуралье.

Складчатый характер байкалид, осложненный взбросонадвиговыми структурами, зонами тектонического брекчирования и трещиноватости тиманского простирания, обусловливает миграцию через фундамент ювенильных флюидов и возможность их скопления в благоприятных для этого упомянутых тектонических зонах, тем более если они в прикровельной части переходят в остаточные коры выветривания с повышенными коллекторскими свойствами.

Геохимические особенности механизма нефтегазонакопления определяются наличием в обоих геоструктурных комплексах, докембрийском и палеозойском, двух флюидодинамических систем с УВ-основой, отражающих полигенность УВ: 1) весьма инертной, в виде РОВ и "кислых" битумоидов; 2) активной, наложенной, в виде подвижных битумоидов, связанной с поступлением ювенильных УВ-флюидов, как правило, гелиеносных (Анищенко Л.А.,1997). Их "нефтяной" характер доказан достаточно убедительно.

Предлагаемая модель нефтегазонакопления в областях с байкальским фундаментом предусматривает двух- и даже трехэтажность размещения УВ-скоплений(осадочный чехол и два фундамента). Причем главными уровнями УВ-скоплений следует считать пограничные латеральные зоны между этажами, т.е. в их кровле и подошве. Особенно перспективны такая зона с корами выветривания между осадочным чехлом и байкальским фундаментом, а также ослабленные тектонические зоны внутри байкальского фундамента.

Литература

  1. Кольская сверхглубокая /Отв. ред. Е.А. Козловский. – М.: Недра, 1984.
  2. Овчинников Э.Н., Красиков П.И. Некоторые геологические результаты бурения параметрической скважины 700-Ярега на рифей-вендские отложения Ухтинского района // Наследие А.Я. Кремса – в трудах ухтинских геологов. – Сыктывкар, 1992. – С. 50-54.
  3. Сидоренко Св.А., Сидоренко А.В. Органическое вещество в осадочно-миграционных породах докембрия: Тр. ГИН АН СССР. - М., 1975. -Вып. 277. -С. 116.
  4. Флоровская В.Н., Мелков В.Г. О генетической природе твердых углеродистых веществ // Тр. ВСЕГЕИ. Новсер. - 1975. - Т. 261. - С. 78-89.
  5. Welin E. The occurence of asphaltite and thucholite in the prekambrian bedrok of Sweden // Geologiska Foreningens i Stockholm Forhandlingar. –1966. - Vol. 87, № 523. - P. 4.

Таблица 1 Оценка нефтегазовых ресурсов Тимано-Печорской провинции

Автор

Газ, млрд м3

Нефть + газоконденсат, млн т

Перспективные и прогнозные ресурсы (потенциальные ресурсы)

Е.Б. Грунис и др. (1995)

974,0

1023,0

Начальные потенциальные ресурсы

А.И. Дьяконов (1995)

7064,4

12416,4

Таблица 2

Распределение Сорг с глубиной на площадях Вуктыльская и Патраковская (палеозойские отложения) и в скв. 700 Ярега (протерозой - рифей)

Вуктыльская

Патраковская

Скв. 700 Ярега

Возраст пород

Номер скважины

Интервал отбора, м

Сорг, %

Возраст пород

Номер скважины

Интервал отбора, м

Сорг, %

Интервал отбора, м

Сорг, %

P1a2

205

3256-3261

0,26

С2m

7

1410-1417

0,92

401,2-408,3

0,19

C2m

205

3596-3598

1,50

С2b

2

1792,0-1794,3

0,58

437,4-444,4

0,30

С1bb

52

3246-3247

1,82

С2b

2

1843,0-1846,5

0,64

572,4-580,3

0,40

C1bb

59

3349,0-3354,4

1,82

C1v

3

2604-2611

1,95

401,2-408,3

0,29

C1bb

55

3682-3685

2,21

Р1а+С3

12

1076,0-1078,5

2,88

758,6-766,6

0,04

С1tl

40

3716-3722

2,60

Р1а+С3

12

1292-1294

0,32

947,6-955,0

0,23

С1tl

40

3716-3722

2,28

Р1а+С3

12

1420-1425

1,32

1018,1-1025,6

0,22

C1tl

40

3716-3722

2,40

P1a+C3

12

1661-1663

2,50

1057,1-1089,5

0,22

С1bb

231

3735-3738

1,21

Р1а+С3

12

1767-1772

1,83

1138,3-1145,0

0,20

C1bb

231

3741,0-3744,9

3,74

P1a+C3

12

1965-1974

2,90

1287,0-1293,3

0,05

C1bb

231

3749,6-3754,2

1,77

Р1а2

7

2162-2170

3,10

1332,8-1339,8

0,16

С1bb

231

3754,2-3760,2

1,13

Р1а2

7

2247-2252

2,45

1476,7-1480,9

0,08

C1bb

230

3699-3703

1,67

Р1а2

7

2303-2308

1,82

1656,4-1661,7

0,02

C1bb

230

3819-3821

1,12

Р1а2

7

2450-2458

1,55

1712,2-1718,0

0,033

C1tl

53

3893-3898

1,99

Р1а2

7

2568-2572

3,00

1767,9-1774,4

0,13

С1tl

50

5064,0-5067,5

0,89

C1tl

12

3211-3213

2,88

1827,0-1833,4

0,20

P1a1

42

3534,5-3537,0

0,69

С1bb

3

3320,8-3325,0

2,24

1949,7-1956,4

0,21

P1a2

59

3637,5-3640,4

0,28

С1bb

7

3753,4-3759,0

0,52

2011-2018

0,19

P1a2

41

3586,0-3589,6

1,35

C1t

12

3321-3375

2,50

2070,0-2077,6

0,27

C1sr

40

3779-3786

0,13

C1t

12

3339-3343

2,87

2126,0-2133,3

0,08

c1jp

59

4383,0-4388,9

2,38

C1t

3

3402-3409

3,59

2141,8-2149,5

0,08

С1jp

51

4311-4315

1,39

C1t

12

3403-3408

1,20

2205,6-2211,8

0,06

C1jp+ml

59

4622,0-4623,5

0,67

C1t

3

3749-3754

0,62

2284,5-2291,5

0,09

C1tl

42

4979-4984

0,42

C1t

3

3749-3754

0,63

2345,5-2350,1

0,12

С1tl

52

5068-5071

0,60

C1t

2

3787-3795

2,49

2760,9-2769,0

0,10

C1tl

41

5142,0-5158,5

0,56

C1t

2

4230-4238

4,51

2867,2-2871,2

0,10

С1tl

41

5189,3-5224,5

0,69

D2

12

3683-3686

3,12

2962,2-2964,5

0,09

C1tl

51

5188-5196

0,90

D2

12

3707,8-3709,0

0,26

3004,2-3006,5

0,22

С1tl

41

5219,3-5224,5

0,24

D3f1

3

3971-3975

1,03

2639,5-2643,5

0,32

D3fm+f1

52

5509-5517

0,88

S

3

4079-4083

0,73

3058,4-3062,0

0,16

D2ef

42

5696,0-5697,8

0,09

S

2

4464-4467

0,29

3113,6-3115,8

0,13

D3f1

52

5573-5581

0,82

     

Диапазон значений: 0,26-4,51

3226,7-3228,8

0,07

D2

52

5743-5751

0,62

       

3253,6-3254,7

0,21

D3f1

40

5653-5658

0,97

         

Диапазон значений: 0,02-0,40

D3f1

40

5710-5756

4,15

           

D3f1

40

5772-5778

0,22

           

D3f1

40

5789-5797

0,65

           

D2zv

40

5835-5843

0,98

           

D2ef

52

5887,1-5896,2

1,21

           

D1

42

5851,1-5855,3

0,35

           

S2

42

5945,9-5953,8

0,22

           
     

Диапазон значений: 0,22-4,15

           

Таблица 3

Сравнительная характеристика ОВ пород

Порода, место (число) отбора образцов

Содержание в породе, %

с/н

Сорг /ХБА

К/Н

нерастворимый остаток

Сорг

ХБА

СББА

С

Н

     

Протерозой и архей

Гранулиты, кислые+сланцы кианитовые Кольского полуострова (4)

88,9-98,9

0,47-2,96

0,0010-0,0320

0,003-0,082

70,62-78,45

10,47-11,33

6,30-7,40

100,0

<1,0>

1,25

0,012

0,037

74,26

10,79

6,90

   

Сланцы гнейсовидные, гнейсы биотит-графитовые Украинского кристаллического щита Приазовья (9)*

45,86-48,00

0,03-13,65

0,0024-0,0680

0,005-0,132

70,69-82,57

6,76-12,00

6,88-8,34

175,0

1,4

4,54

0,0260

0,036

76,52

10,28

7,40

   

Сланцы углистые, графитовые, гнейсосланец с графитом Прибайкалья (7)

81,58-99,05

0,11-2,62

0,006-0,027

0,017-0,120

66,57-81,01

7,50-10,82

6,56-7,39

46,0

3,0

0,82

0,018

0,014

71,00

9,50

7,20

   

Сланцы углистые, слюдисто-углистые п-ова Канин (18)

65,0-97,5

0,02-1,38

0,0003-0,0050

0,0003-0,0020

-

-

-

32,0-2300,0

0,6

0,22

0,0015

0,0009

     

350,0

 

Палеозой

Вуктыл, С11 аргиллиты, мергели (29)

-

0,24-3,74

0,0092-0,0673

0,0023-0,0528

71,74-89,65

7,09-11,77

6,8-10,9

56,6

0,92

1,33

0,03

0,02

81,89

9,77

8,6

   

Вуктыл, D2~D3, аргиллиты, мергели (10)

-

0,09-4,15

0,080-0,053

0,0051-0,0319

57,85-83,37

8,18-14,42

5,2-10,7

49,8

0,81

1,06

0,02

0,02

73,24

10,8

7,1

   

Вуктыл, O-D1, аргиллиты, мергели (2)

-

0,22-0,35

0,0084-0,0112

0,0054-0,0060

67,57-83,37

10,01-12,69

6,66

28,8

0,54

0,28

0,01

0,01

75,57

11,35

     

Патраковка, C1-P1, аргиллиты, мергели (26)

-

0,32-4,51

0,0028-0,0340

0,0370-0,1301

59,69-89,02

4,70-13,23

6,50-12,7

237,7

2,09

1,99

0,01

0,02

69,54

8,63

8,44

   

Патраковка, D2-D3, аргиллиты, мергели (3)

-

0,26-3,12

0,0036-0,0086

0,0009-0,0400

63,20-77,44

8,18-12,40

6,25-7,73

229,8

2,02

1,47

0,01

0,02

70,30

10,29

6,99

   

Патраковка, S, аргиллиты, мергели (2)

-

0,29-0,73

0,003

0,01

64,47-77,81

8,83-9,40

7,78

155,8

2,6

0,51

   

71,14

9,10

     

Южный Тиман,D3, доманико-мендымский комплекс (> 50)**

Глинистые породы

0,26-3,80

-

-

-

-

-

-

-

0,92

             

(> 100)

Мергели

0,15-9,70

-

-

-

-

 

-

-

2,66

             

Южный Тиман, D2-D3 живетско-кыновский комплекс (8)

Аргиллиты

0,05-2,01

-

-

-

-

-

-

-

0,62

             

Примечание. Числитель – минимальные и максимальные значения, знаменатель – средние.

*С учетом данных Св.А. и А.В. Сидоренко [3].

**С учетом данных В.А. Завьялова (1965).

Рис. 1. СХЕМАТИЧЕСКАЯ ОБЗОРНАЯ КАРТА ТИМАНО-ПЕЧОРСКОЙ НЕФТЕГАЗОНОСНОЙ ПРОВИНЦИИ (составленная А.Я. Кремсом в 1961 г. и дополненная авторами)

1 – границы Складчатого Урала и Пай-Хоя; 2 – восточная граница Русской платформы; 3 – граница архейского и протерозойского фундаментов Русской платформы; 4 – магматическая ось Тиманского кряжа (а) и западная граница Урала (б); 5 – предполагаемые границы геоструктур; 6 – Ижемский выступ; 7 – выявленные структуры; 8 – месторождения: а – нефтяные, б – газовые; площади: 9 – перспективные, 10 – менее перспективные, 11 – бесперспективные, 12 – с невыявленными перспективами; 13 – разломы: а – Ярегский, б – Войвожский; 14 – границы Республики Коми; месторождения и структуры Тимано-Печорской провинции: 1 – Верховская, 2 – Эшмесская, 3 – Верхне-Чутинское, 4 – Нижне-Чутинское, 5 – Чибьюское, б – Ярегское, 7 – Айювинское, в – Южно-Айювинское, 9 – Нямедьское, 10 – Кушкоджское, 11 – Северо-Седьельское, 12 – Седьельское, 13 – Розьдинское, 14 – Изкосьгоринское; 15 – Войвожское, 16 – Нибельское, 17 – Верхне-Омринское; 18 – Нижне-Омринское, 19 – Джебольское, 20 – Южно-Джебольская, 21 – Тыбьюская,
22 – Правобережная, 23 – Изнырская, 24 – Савиноборская; 25 – Лемьюская, 26 – Войская, 27 – Западно-Войская, 28 – Худаельская, 29 – Югыдское, 30 – Кыртаельская, 31 – Каменская; 32 – Южно-Лыжская, 33 – Ольгевейнюрская, 34 – Северо-Лыжская; 35 – Тереховейская; 36
– Мутно-Материковая, 37 – Большепорожская, 38 – Веслянские купола, 39 – Синдорская, 40 – Чожская, 41 – Аныбская, 42 – Северо-Мылвинское, 43 – Елмач-Парминская, 44 – Ираельская, 45 – Ронаельская, 46 – Западно-Тэбукское, 47 – Ваньюская, 48 – Мичаюская, 49 – Печоро-Кожвинская, 50 – Печоро-Городская, 51 – Вуктыльская, 52 – Курьинская, 53 – Патраковская

Рис. 2 СРАВНИТЕЛЬНАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА СОДЕРЖАНИЙ Сорг В ГЛИНИСТЫХ ПОРОДАХ ОСАДОЧНОГО ЧЕХЛА И МЕТАСЛАНЦАХ ФУНДАМЕНТА ТИМАНО-ПЕЧОРСКОЙ ПРОВИНЦИИ И ДРУГИХ РЕГИОНОВ МИРА

.

Рис. 3. ХАРАКТЕР ИЗМЕНЕНИЯ СОДЕРЖАНИЯ Сорг С ГЛУБИНОЙ В РАЗРЕЗАХ СКВАЖИН

I – протерозой–рифей, скв. 700 Ярега; II – палеозой, Вуктыльская (1) и Патраковская (2) плошади

Рис. 4. ХАРАКТЕР ИЗМЕНЕНИЯ СОДЕРЖАНИЙ ХБА И СББА ОТ Сорг

А – Кольская сверхглубокая скважина (1-3), Балтийский, Украинский и Алданский шиты (4); Б – п-ов Канин (5-6); ХБА: 1-2 – метапороды протерозоя (1) и архея (2), 3 – базиты, их туфы и гипербазиты архея, 4 – высокографитистые сланцы и гнейсы раннего, среднего протерозоя и архея, 5 – углеграфитовые сланцы позднего протерозоя; СББА: 6 – углеграфитовые сланцы позднего протерозоя

Рис. 5. ЗАВИСИМОСТЬ АТОМНЫХ ОТНОШЕНИЙ Н/Сат И О/Сат В СОСТАВЕ БИТУМОИДОВ ПО ДИАГРАММЕ ВАН-КРЕВЕАЛЕНА

1 – области химических составов битумоидов в породах палеозойского (а), протерозойского и архейского (б) возраста; 2 – Восточные Саяны, Алдан, PR3; 3 – Кольская сверхглубокая скважина: а – PR1-2, б – AR; 4 – площади Тимано-Печорской провинции: а – Вуктыльская, б – Патраковская; 5 – границы: а – нижняя Вуктыльской площади, б – верхняя Патраковской площади

Рис. 6. РАСПОЛОЖЕНИЕ БИТУМОИДОВ КРИСТАЛЛИЧЕСКИХ ПОРОД КОЛЬСКОЙ СВЕРХГЛУБОКОЙ СКВАЖИНЫ, ПАЛЕОЗОЙСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ ТИМАНО-ПЕЧОРСКОЙ ПРОВИНЦИИ СРЕДИ ОРГАНИЧЕСКИХ ТОПЛИВ НА КЛАССИФИКАЦИОННОЙ ДИАГРАММЕ КАРАВАЕВА

Битумоиды: 1 – Кольской сверхглубокой скважины, 2 – Тимано-Печорской провинции: а – Вуктыльской, б – Патраковской, в – Баганской площадей, 3 – Припятской впадины; 4 – положение битумоидов в интервалах глубин Кольской сверхглубокой скважины: I - 8400-9400 м, II - 3000-6485 м, III - 6490-7700 м

Сайт создан в системе uCoz