Решение аспектов локального прогноза нефтегазоносности и эффективности освоения ресурсов нефти и газа в верхнепротерозойских – нижнепалеозойских отложениях Московской синеклизы затруднено из-за их слабой геолого-геохимической изученности, значительной изменчивости формационного состава, многофазности тектонических движений, ограниченности выявленных ресурсов углеводородов и невысокой информативности геофизических методов их картирования.

Проведенный российскими учеными (Е. М. Аксенов, А. А. Бакиров, И. О. Брод, Н. Б. Вассоевич, В. А. Дедеев, А. Н. Золотой, С. П. Максимов, М. И. Островский, Б. А. Соколов, Н. С. Шатский и др.) анализ историко-геологических факторов и палеотектонических реконструкций позволил дать положительную оценку возможной реализации нефтематеринского потенциала верхнепротерозойских – нижнепалеозойских формаций Московской синеклизы. Интерес к древним толщам Московской синеклизы вызван многочисленными нефтегазопроявлениями, отмеченными в данных отложениях в разрезах скважин Шарья, Солигалич, Нейя и других, а также скоплениями легкой нефти в базальных песчаниках валдайской серии венда Даниловской площади.

По комплексу геолого-геохимических исследований верхнепротерозойские-нижнепалеозойские отложения расчленены на рифейский, потенциально нефтегазоносный, и вендско-нижнекембрийский нефтегазоносный комплексы.

Спецификой рифейских отложений является их приуроченность к узким грабенообразным структурам (Среднерусский авлакоген и Московский мегаграбен). Рифейский литолого-стратиграфический комплекс сложен терригенными и карбонатно-терригенными породами, формировавшимися в континентальных и прибрежно-морских условиях. Динамика накопления рифейских толщ имела циклический характер [I].

К нижнему рифею в Московском мегаграбене относятся отложения раменской серии (пачка 1-а), представленные красноцветными грубозернистыми песчаниками и вулканогенно-осадочными образованиями. Содержание рассеянного битуминозного вещества не превышает 0,001 %.

Зональность в накоплении отложений среднего рифея (пачка 1-б) выразилась в наличии более терригенных пород в западных районах и карбонатно-терригенных разностей в восточных районах Московской синеклизы. Встречены маломощные пачки (от 5 до 20 м) темно-серых аргиллитов, накапливавшихся в восстановительных условиях и содержащих значительные количества органического вещества (от 1 до 4,5 %). Основным его источником были низшие много- и одноклеточные водоросли (акритархи, микрофтолиты). Фациально-генетический тип исходного органического вещества определен как сапропелевый. Количество и состав битумоидов в пределах выделенных геохимических зон строго подчинены геохимическим фациям. В терригенных отложениях Среднерусского авлакогена с содержанием органического вещества 0,1–0,5 % на глубинах 2–3 км средняя концентрация ХБА составляет 0,001 %, 3–4 км – 0,0017 % и 4–5 км – 0,002 %. Элементный состав сингенетичных битумоидов с глубиной также почти не меняется. По-видимому, процессы генерации и эмиграции углеводородов в Среднерусском авлакогене протекали слабо. По данным масс-спектрометрических исследований в составе метанонафтеновой фракции углеводородов преобладают нафтены, а среди них – бициклические структуры, что позволяет прогнозировать жидкие углеводороды метанонафтенового состава [З]. В относительно более глубоководных отложениях среднего рифея (пачка 1-б) Московского мегаграбена возрастает процент восстановительных фаций, содержание рассеянного органического вещества изменяется от 0,5 до 2,0 %. Количество ХБА в сингенетичных битумах (bхл=2–10) на глубине 2–3 км не превышает 0,02 %.

В групповом углеводородном составе эпигенетических битумоидов сумма углеводородов не превышает 60 % при низких концентрациях асфальтенов (8 %). Погружение пород среднего рифея на глубину 3 – 4 км способствовало реализации генерационного потенциала, выраженной в резком уменьшении битуминозных компонентов (~ 10 раз). Очаг генерации оконтуривается в районе Павло-Посадской площади, где суммарное количество углеводородов варьирует от 30 до 180 г/м³ [З].

Условия накопления и преобразования органического вещества в верхнерифейских отложениях заметно ухудшаются. В терригенных отложениях бологоевской свиты (пачка 1-в) Московского мегаграбена отмечается чередование геохимических фаций от окислительных до слабовосстановительных. Содержание органического вещества изменяется от 0,1 до 0,8 %. В Среднерусском авлакогене наряду со слабовосстановительными фациями встречены окислительные и вторично-окислительные. Содержание органического вещества возрастает от 0,1 (окислительные фации) до 0,5 % (слабовосстановительные фации). Количество ХБА варьирует от 0,003 до 0,02 % при bхл 1,5–2,5 в слабовосстановительных фациях. Для окислительных фаций характерны крайне низкие содержания ХБА (0,0003 %) и битумного коэффициента (0,5).

В Среднерусском авлакогене очаг генерации оконтуривается как для среднерифейских, так и для верхнерифейских отложений в районе площади Рослятино. Масштабы генерации углеводородов оцениваются как слабые (средний рифей), так и более слабые (верхний рифей). Сумма сингенетичных углеводородов составляет 37 тыс. т/км² (рис. 1).

Комплексные геолого-геохимические исследования позволили выделить в рифейском комплексе зону возможного нефтегазонакопления в районе центральной части Рыбинско-Сухонского мегавала (от г. Рыбинск на западе до городов Великий Устюг и Котлас на северо-востоке). Сведения о коллекторских свойствах рифея весьма немногочисленны. По имеющимся данным их пористость оценивается от 1 до 5–8 %, а проницаемость – от долей до 0,0025–0,0040 мкм². Воды рифейского литолого-стратиграфического комплекса преимущественно хлоркальциевого типа с общей минерализацией 5,5–270 г/л. Коэффициент метаморфизации изменяется от 1,43 до 0,45; содержание брома – от 10 до 1200 мг/л. Газонасыщенность пластовых вод невелика (115–330 см³/л) и лишь в ряде случаев газовый фактор достигает 1160 см³/л при упругости 15 МПа (В. А, Егоров, 1975).

Водорастворенные газы азотно-метанового и метаноазотного составов с концентрациями метана до 70–75 %. Из приведенных данных следует, что коллекторские свойства рифейских толщ и существующие в них гидрохимические условия в целом благоприятны для аккумуляции и консервации скоплений углеводородов, о чем свидетельствуют следующие нефтегазопроявления: 1 – на Воронской структуре поднят керн, пропитанный нефтью (скв. 2,3, глубина 973–1176 м); 2– в скв. 1-Д Даниловской площади в интервале глубин 3125–3180 м на поверхности глинистого раствора обнаружены пленки нефти; 3 – на Любимском структурном поднятии в скв. 3 на глубине 3102–3118 м при испытании песчаников получен приток воды с растворенным газом – содержание метана и тяжелых углеводородов составило 16,5 %.

Вендско-нижнекембрийский нефтегазоносный комплекс Московской синеклизы – основной объект нефтегазопоисковых работ. В результате геохимических исследований К. Ф. Родионовой, Ю. И. Корчагиной, Е. С. Ларской, С. И. Головановой, О. П. Загуловой дана высокая оценка нефтегазогенерационного потенциала нефтематеринских пород верхнего венда (редкино-котлинский комплекс).

Волынская серия (пачка 2-а) представлена преимущественно красноцветными песчаниками с незначительными прослоями алевролитов, глин, эффузивных пород. Содержание Сорг не превышает 0,2 %, битуминозность не выходит за пределы следов (0,0005–0,009 %). Континентальный и прибрежно-континентальный режимы осадконакопления с преобладанием окислительной и субокислительной обстановок, однообразное и низкое содержание органического вещества, присутствие следов преимущественно легкого по составу ХБА позволяет отнести эту пачку к разряду ненефтематеринских.

Осадконакопление в валдайское время (пачка 2-б) происходило в условиях прибрежно-морского и морского режимов. В результате прогрессирующего прогибания центральных районов Московской синеклизы на месте узких рифейских и ранневендских авлакогенов возник обширный мелководный морской бассейн, в котором формировалась мощная толща (>1000 м) ритмично построенных терригенных осадков редкинской, котлинской и радищевской свит валдайской серии. Область максимального прогибания в редкинское время была наиболее приближена к южной и юго-восточной частям, а в котлинское и радищевское время располагалась в приосевой части синеклизы (район Галичского прогиба). Потенциально нефтематеринскими породами можно считать темно-серые аргиллиты (мощность от 4 до 35 м) в средней части разреза редкинской свиты, а также аргиллиты (мощность до 181 м), залегающие в нижней части котлинской свиты. Перерыв в осадконакоплении между редкинской и котлинской свитами проявился лишь в прибортовых и наиболее приподнятых участках Московской синеклизы.

Отложения валдайской серии накапливались в различных геохимических обстановках. В центральных частях седиментационного бассейна в целом преобладали восстановительные и слабовосстановительные, а в удаленных бортовых зонах происходило интенсивное окисление попавшей в осадок органики.

В западной (Ярцево), северо-восточной (Ростов, Рослятино, Данилов, Солигалич) и центральной (Редкино, Поваровка, Павловский Посад, Переславль Залесский) частях морского бассейна валдайской серии содержание органического вещества в аргиллитах варьирует от 0,08 до 3,0 %, глинистых алевролитах от 0,08 до 0,7 % алевролитах от 0,06 до 0,45 %, песчаниках от 0,04 до 0,07 % . Битуминозность соответственно изменяется от 0,012 до 0,44 % . Наибольшее содержание органического вещества (4,5 %) и его битуминозных компонентов (ХБА= 0,07–0,12 %) характеризует темно-серые аргиллиты маркирующих пачек редкинской свиты, вскрытых скважинами Поваровка, Павло-Посад, Ярцево. Изученные породы котлинской свиты беднее и органическим веществом(0,2–0,99%), и его битуминозными компонентами. Максимальное содержание битуминозных веществ 0,08–0,01 % при средних значениях 0,003– 0,004% [2].

В групповом углеводородном составе сингенетичных битумоидов (bхл от 2 до 7–10%) содержание масляных фракций не превышает 35 %, а в их составе содержание ароматических углеводородов различно – от 0,8 до 30,56 %. Отмечается наличие твердых парафинов – от 0,2 до 12,2 %. Количество нафтеновых углеводородов варьирует в значительных пределах – от 0,9 до 46,1 %. По резким колебаниям численных значений отношения МН/НА можно судить о различной интенсивности процессов генерации и эмиграции углеводородов, совпадающих с палеотемпературными зонами различной прогретости. Высокие содержания смол (42–72 %) свидетельствуют об их остаточном накоплении. В изученных фракциях жидких алканов (12 образцов) преобладают молекулы нормального строения (н=55–69, i=45– 31 %). Для изопреноидных углеводородов, сингенетичных породам, отношение пристан/фитан ниже 1 (0,52–0,75), что указывает на преобладающую роль фитола в образовании изопреноидов в осадках верхнего венда. Исходный фациально-генетический тип органического вещества можно охарактеризовать как сапропелевый нелипидный. Он может быть источником жидких углеводородов алкано-цикланового состава [2].

Для пород редкинской свиты углеводородный коэффициент Kув изменяется от 1,4 до 3,9, сумма углеводородов высокая – до 782 г/м³, а в отдельных образцах достигает 1700 г/м³. Для пород котлинской свиты снижаются Kув (0,2–0,6) и сумма углеводородов (46–115 г/м³ ). Численные значения суммарного содержания сингенетичных углеводородов в разрезах скважин редкинских и котлинских отложений изменяются от 5 до 86 тыс. т/км² (рис. 2).

Полученные притоки нефти на Даниловской площади (скв. 1, 4, 9) приурочены к базальным песчаникам нелидовских слоев редкинской свиты валдайской серии венда. Пористость песчаников составляет 10–12 %, проницаемость 0,001 мкм². Типична невысокая плотность нефти (0,791– 0,819 г/см³) при значительном содержании бензиновых фракций (от 26 до 34,8–42 %). Углеводородный состав бензиновых фракций характеризуется высоким содержанием метановых углеводородов (62,6–82,3 %) при незначительных количествах ароматических (3,7–3,9 %). Исходя из расчетов на нефть, она малосмолистая (1,58 %), малопарафинистая (0,2 %) и малосернистая (0,05–0,39 %). Количество масляных фракций в ней варьирует от 61,12 до 67,9 %.

По данным структурно-кольцевого анализа в усредненной молекуле парафинонафтеновой фракции углеводородов на нафтеновые кольца приходится от 19 до 30 % углерода, на парафиновые цепи – 59,36–70,0 %. Средняя длина парафиновых цепей включает 14 углеродных атомов.

По данным адсорбционной хроматографии на силикагеле и оксиде алюминия отбензиненной части нефти отмечается высокое содержание парафинонафтеновых углеводородов (73,28–86,0 %) при низких количествах смол и асфальтенов. На ароматические углеводороды приходится 18,7– 20,46 %.

По данным масс-спектрометрических исследований насыщенные углеводороды представлены, в основном, парафиновыми структурами, в составе которых преобладают метилзамещенные. Среди нафтеновых углеводородов в максимальном количестве содержатся моноциклические (19 %), концентрация других уменьшается с увеличением числа циклов в молекуле и для пентациклических структур составляет 2,4 %. Моноциклические нафтены представлены циклопентановыми и цикло-гексановьми структурами (55 и 45 % соответственно). В распределении нафтеновых углеводородов по числу циклов в молекуле отмечается дополнительный максимум, отвечающий тетрациклическим нафтеновым углеводородам. Отношение тетрациклических и пентациклических нафтенов составляет 1,7. Гексациклические углеводороды не обнаружены.

Состав ароматических фракций определен методом масс-спектрометрии и УФ-спектроскопии. Бензональные углеводороды представлены алкил-бензолами (26,6 %) и гидроароматическими структурами. Распределение нафталиновых углеводородов следующее: алкилнафталины 17,9 %; нафтенонафталины 11,0 %. Значительно меньше нафталинов, концентрированных с двумя и тремя нафталиновыми циклами. Количество таких фенантреновых углеводородов, как алкил- и нафтафенантреновых, существенно ниже по сравнению с нафталиновыми. В ароматической фракции нефтей отсутствуют углеводороды, содержащие в молекуле более трех конденсированных ароматических колец, а также серо-ароматические соединения.

Проведенное сопоставление углеводородного состава в ряду органическое вещество – нефть позволило выявить генетическую связь. Подобный тип жидких углеводородов (алканоциклановый) мог продуцироваться сапропелево-нелипидным типом исходного органического вещества, формировавшегося в слабовосстановительных условиях диагенеза. Проведенный анализ палеоглубин залегания и термобарических условий вендских отложений Московской синеклизы позволили установить, что наибольшее погружение и влияние максимальных температур породы верхнего вида испытали в северной части (район Галича), где палеотемпературы в течение палеозоя изменялись от 65 до 90 °С, а иногда достигали 120 °С. На основе геолого-геохимического районирования один из наиболее крупных очагов генерации углеводородов и вендско-нижнекембрийских отложениях Московской синеклизы оконтурен в северной ее части (скв. Буй-1, Галич-1, Орехово-1) на глубинах 3–4 км, где прослеживается спад процессов генерации углеводородов. Количество эмигрировавших битумоидов составило 1,7* 10⁸ т. Зона с менее значительным генерационным потенциалом оконтуривается по глубинам 2–3 км. В пределах этой зоны выявлены нефтепроявления и притоки нефти в скв. 1,4 и 9 Даниловской площади. С глубин 2–3 км эмигрировало 8,5* 10⁸ т ХБА [З].

Таким образом, в верхневендских отложениях Московской синеклизы основной очаг генерации и эмиграции жидких флюидов находится в районе Галичского прогиба, причем нефтематеринские толщи залегают гипсометрически ниже, чем в прилегающих районах, поэтому аккумуляция возможна в базальных пачках песчаных разностей пород редкинской свиты, как это установлено в даниловских скважинах [ 1 ].

Гидрогеохимическая характеристика вендско-нижнекембрийского комплекса Московской синеклизы благоприятна для накопления углеводородов. Воды комплекса хлоркальциевого типа, высокоминерализованные. Минерализация в региональном плане увеличивается с запада на восток и от бортовых участков синеклизы к ее центру и изменяется от 228 до 305 г/см³. Газонасыщенность вод также возрастает к центральной части синеклизы, где она достигает 550–637 см³/л. В ряде случаев отмечается повышенное (до 78 %) содержание углеводородных газов. В прибортовых зонах газонасыщенность вод снижается до 90–100 см³/л и одновременно уменьшается содержание углеводородов (до 2–4 %), растет содержание азота (до 90 % и более). Упругость растворенных газов варьирует от 1,4 до 7 МПа и составляет от 7 до 20 % пластового давления. В вертикальном разрезе также отмечаются уменьшение содержания растворенных углеводородов газов и увеличение азотных.

Основная миграция углеводородов в вендско-нижнекембрийском нефтегазоносном комплексе направлена к ее бортам, в сторону Вологодского, Покровского, Гагаринского, Нейского и Некрасовского структурных мысов, Тарногского вала и, в меньшей мере,– Рыбинско-Сухонского мегавала. При этом, как показывают соотношения геостатических нагрузок, движение пластовых вод в пределах мегавала происходило в западном и северо-восточном направлениях, куда и должны были мигрировать углеводороды. Их эмиграция происходила неравномерно в каждом комплексе пород и неодинаково во времени. Первая активная генерация углеводородов нефтяного ряда в вендских отложениях началась под воздействием нисходящих тектонических движений среднекембрийско-раннедевонского цикла, вторая – среднедевонско-раннекаменноугольного цикла [ 1 ].

Благоприятные условия для аккумуляции в ловушках жидких и газообразных флюидов создавались локально в наиболее погруженных частях Московской синеклизы. В связи с этим воды верхнепротерозойских-нижнекембрийских отложений на различных участках бассейна оказались в различной степени недонасыщены газами. Зоны нефтегазонакопления в изучаемых отложениях содержат до 80 % ресурсов, связанных с поднятиями, располагающимися в области основной генерации углеводородов.

Изучение геохимических параметров нефтей Даниловской площади позволяет отнести эту нефть к зоне начала и прогрессирующего развития процессов нефтеобразования. Однако не исключено обнаружение конденсатов вторичного генезиса в приразломных зонах Мезенско-Московской синеклизы, где была возможность эмиграции 85 % углеводородов от генерационного потенциала как рифейских, так и вендских нефтематеринских пород морского генезиса. Отношение жидких и газообразных углеводородов изменяется от 1:1 в Московской до 1:1,5 в Мезенской синеклизе.

1. Золотов А. Н. Тектоника и нефтегазоносность древних толщ.– М.: Недра, 1982.
2. К геохимической характеристике валдайских отложений венда центральных районов Русской платформы // К. Ф. Родионова, С. П. Максимов, Г. Д. Кошаровская, С. И. Голованова, В. В. Кирсанов, И. Ф. Ивашковский // Геология нефти и газа.– 1972.– № 2.–С. 41–48.
3. Ларская Е. С., Загулова О. П. О геохимических предпосылках формирования нефтематеринских пород в протерозойских толщах Русской платформы // Особенности рассеянного ОВ и нефтей на различных этапах циклов нефтегазообразования.– М.: ВНИГНИИ, 1974.– Вып. 153.– С. 83–91.– (Тр. ВНИГНИ).

Investigations results of qualitative and quantitative content of organic matter in bitumen and fluids at the Riphean and Vendian-Lower Cambrian complexes of Moscow syneclise are given. Complex interpretation of geological-geophisical and hydrogeological data allowed to pick out deep-seated zones with the considerable generating potential and possible hydrocarbon congestions with variable phase correlations and content.