ЛИТОЛОГИЯ И ПОЛЕЗНЫЕ ИСКОПАЕМЫЕ, 2015, № 1, с. 30-54
УДК 553.98
НЕФТЕГАЗОМАТЕРИНСКИЕ ТОЛЩИ АРКТИКИ
© 2015 г. И. Д. Полякова
Геологический институт РАН 119017Москва, Пыжевский пер., 7; E-mail: borukaeva@yandex.ru Поступила в редакцию 29.08.2012 г.
Проанализированы критерии выделения нефтегазоматеринских толщ (НГМТ) Арктики. Приводятся литологический состав пород, количественные показатели содержащегося в них ОВ, данные биомаркерного состава углеводородов и результаты изотопного анализа углерода битумоидов и нефтей. На основе синтеза этих материалов интерпретируются условия накопления ОВ, его природа, генерационный потенциал и вклад отдельных источников в формирование нефтяных залежей. Рассмотрены НГМТ осадочных бассейнов трех наиболее изученных секторов нефтегазоносности: Норвежского, Западно-Российского и Северо-Американского. В их пределах НГМТ имеют регионально-прерывистое распространение. Устойчивое положение в стратиграфической шкале занимает высококачественная НГМТ верхнедевонско-нижнекаменноугольных доманикитов. Менее распространены близкие к ней по качеству и продуктивности НГМТ верхнего триаса, нижней юры, неокома Северной Аляски и верхнеюрских баженовитов Западно-Российского сектора. Несовпадения местоположений НГМТ в стратиграфическом разрезе обусловлены не повсеместным и не всегда синхронным развитием тектонических фаз. Выявленные закономерности распределения НГМТ в осадочном чехле Арктики использованы при их прогнозировании на территории Восточно-Российского сектора.
DOI: 10.7868/S0024497X14060081
Присутствие нефтегазоматеринских толщ (НГМТ) в осадочном заполнении бассейнов является первичным и необходимым условием, при котором может происходить углеводородная генерация в объемах, достаточных для формирования промышленных скоплений нефти и газа. Идентификация этих толщ, их картирование и оценка генерационного потенциала стали краеугольным камнем в изучении каждого нефтегазоносного или потенциально нефтегазоносного бассейна. В России такое направление нефтегазовой геологии активно развивалось с начала 60-х годов прошлого века, когда Н.Б. Вассоевичем, С.Г. Неручевым, А.Э. Конторовичем, К.Ф. Роди-оновой, А.А. Трофимуком, В.А. Успенским были разработаны критерии диагностики НГМТ. В США одними из первых оценили роль НГМТ в нефтегазовой геологии П.Д. Траск, Л.С. Снайдер, Дж.С. Ньюберг, Дж.М. Хант и др.
В Арктике НГМТ выявлялись в относительно хорошо изученных сейсморазведкой и бурением нефтегазоносных бассейнах (НГБ), расположенных на шельфе и прилегающей к нему в пределах полярного круга суше. В регионах, где проводился не столь значительный объем геофизических работ и бурились единичные скважины или бурение не велось вовсе, на основе сейсморазведки выделены потенциально нефтегазоносные бассейны (ПНГБ). В их изучении важное значение имеет прогнозирование НГМТ, которое проводится на основе бассейнового моделирования и аналогий с НГБ, формировавшимися в близких
геодинамических и палеогеографических обста-новках. Руководствуясь этими принципами, попытаемся систематизировать имеющиеся геохимические материалы по НГМТ Арктики и дать прогноз для ПНГБ Восточно-Российского сектора.
КРИТЕРИИ ДИАГНОСТИКИ НГМТ
При выделении НГМТ Арктики применялся комплекс критериев, включающих литологиче-ский состав пород и количественные показатели содержащегося в них органического вещества (ОВ). Это концентрации органического углерода (Сорг) и хлороформенного битумоида (Бхл), петрографический состав керогена и его катагенети-ческая преобразованность (Ro), присутствие серы, порфиринов ванадия и никеля в битумоидах, соотношение аутигенных форм железа в породах. Литолого-фациальная характеристика отложений использовалась для восстановления условий накопления ОВ.
Типы ОВ определялись по диаграмме Ван Кре-велена [Tissot, Welte, 1984], связывающей атомные отношения Н/С и О/С в элементном составе керогена, или по ее модифицированному варианту, учитывающему данные пиролиза, которые позволяют установить выход УВ в зависимости от степени нагрева. Различаются типы ОВ, способного генерировать в больших объемах нефть (I), преимущественно нефть (II), нефть и газ (II/III) и преимущественно газ (III). В петрографическом составе ОВ I и II типов преобладает коллоальги-
нит, II/III — кроме коллоальгинита, присутствуют в значительных количествах витринит, семивит-ринит, фюзинит, III — доминируют гумусовые детритные микрокомпоненты.
Качество НГМТ оценивается по результатам пиролиза: водородному индексу ОВ (HI мг УВ/г Сорг) и генерационному потенциалу отложений (Sj и S2 мгУВ/г породы). По величине HI (10082/Сорг) устанавливается степень продуктивности ОВ, которая разграничивается следующими значениями этого параметра: >600 — превосходная, 300—600 — высокая, 200—300 — хорошая, 50—200 — средняя, <50 — низкая (мг УВ/г Сорг) [Peters, 1986].
Характеристику НГМТ дополняют данные о биомаркерах и изотопном составе углерода (813С) битумоидов, нефтей и их фракций. Биомаркеры или углеводороды-биохемофоссилии представляют собой соединения, наследующие углеродный скелет липидов живого вещества. Они выделяются в гомологических рядах н-алканов, ациклических изопренанов, стеранов (диа- и регулярных), терпанов и гопанов. С помощью этих показателей устанавливаются генетические связи между биту-моидами нефтематеринских отложений и нефтя-ми, производится корреляция нефтей, детализируются условия накопления ОВ, прослеживаются эволюционная направленность состава хемофос-силий и их соответствие определенным биологическим группам. На основе анализа отношений биомаркеров и изотопного состава углерода идентифицируются нефтяные системы и определяется количественный вклад конкретного источника в их формирование. Биомаркеры могут существовать в определенном диапазоне зрелости ОВ. С ростом его катагенетической зрелости концентрации биомаркеров уменьшаются по-разному и соответственно изменяются их соотношения в битумоидах и нефтях. При более глубоких преобразованиях ОВ устойчивость сохраняют диа-мондоиды — молекулы с углеродным каркасом алмаза, в которых присутствуют алкановые фрагменты. По соотношению диамондоидов с биомаркерами стало возможно достаточно точно идентифировать нефтяные системы и выявить количественный вклад "перезрелых" источников [He et al., 2011].
В настоящее время биомаркерный анализ широко применяется в органической геохимии, его развитию способствовали труды Ал. А. Петрова, О.А. Арефьева, А.Э. Конторовича, ТА. Баженовой, А.Н. Изосимовой, В.А. Каширцева, S.M. Barbanti, A.G. Holba, D.A. Karlsen, L.B. Magoon, J.M. Mold-ovan, J.H. Pedersen, K.E. Peters, W.K. Seifert и многих других. В данной работе при характеристике нефтематеринских и нефтегазоматеринских отложений Циркумарктического региона используется некоторый комплекс биомаркерных показателей, на основании которых можно судить об
условиях накопления ОВ разных типов, его природе и времени существования его источников (табл. 1).
В данной статье характеристика НГМТ приводится для НГБ наиболее изученных секторов нефтегазоносности Циркумарктического пояса: Норвежского, Западно-Российского и СевероАмериканского, показанных на рис. 1.
ЛИТОЛОГО-ГЕОХИМИЧЕСКАЯ
ХАРАКТЕРИСТИКА НГМТ ЗАПАДНО-РОССИЙСКОГО И НОРВЕЖСКОГО СЕКТОРОВ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ
Нефтегазоматеринские отложения были выделены и изучены в Тимано-Печорском (суша + море), Южно-Карском, Енисей-Хатангском, в меньшей степени Восточно-Баренцевском НГБ и на островах архипелагов Новая Земля и Франца Иосифа Западно-Российского сектора, а также в Западно-Баренцевском НГБ Норвежского сектора. Приведенные в работах [Баженова и др., 2008; Богоявленский и др., 2011; Галимов и др., 2008, 2009; Кирюхина и др., 2006, 2011, 2012; Конторо-вич и др., 1985, 1986, 1991; Полякова, 1981; Полякова, Борукаев, 1998; Полякова и др., 2012; Прищепа и др., 2010; Скоробогатов и др., 2004; Таны-гина, Крылов, 2010; ОЬт е! а1., 2008; Реёегееп е!а1., 2006; Не е! а1., 2011] геохимические характеристики ОВ, биомаркеров и изотопный состав углерода нафтидов систематизированы в табл. 2. Колонки обобщенных разрезов этих бассейнов с указанием местоположения НГМТ и месторождений нефти и газа показаны на рис. 2.
В палеозойском терригенно-карбонатном комплексе НГМТ встречаются практически во всех системах.
Силурийско-девонские ^¡Цу—Р^тео) отложения известны в восточной половине Тимано-Пе-чорского НГБ. Мелководно-морские карбонатные и терригенно-карбонатные образования силура (основание ландоверийского, верхняя часть венлокского и лудловский ярусы) мощностью 100—600 м начинают осадочный разрез бассейна, локализуясь в Печоро-Колвинском и Денисовском грабен-рифтах. Выявлены обогащенные ОВ II типа темноцветные горизонты глинистых известняков, мергелей и граптолитовых сланцев, в которых средние содержания Сорг составляют 0.35%, а содержания Бхл варьируют в диапазоне 0.002—0.08%. В отдельных образцах зафиксированы очень высокие содержания Сорг (5.1—30%) и значения водородного индекса (Н1 = 200—590 мг УВ/г Сорг).
Глинистые доломиты, мергели, аргиллиты девона (лохковский-среднефранский ярусы) мощностью 170—1400 м накапливались на шельфе континентальной окраины, подвергшейся со второй половины девона растяжению с последую-
Таблица 1. УВ-биомаркеры и 813С%е битумоидов и нефтей — показатели условий накопления ОВ (частично использованы данные из [№1^...., 2011])
Условия накопления ОВ Биомаркеры, их отношения и 813С, %% Источник данных и комментарии
Шельф. ОВ II и II/III типов Pr/Ph < 3 24-пропилхолестан Диастераны/регулярные стераны > 1 Гопаны/стераны > 1 Триароматические диностераны 24-норхолестан 513С = - 30...—27 Moldowan et al., 1990 Moldowan et al., 1984, 1985 Moldowan et al., 1984, 1985 Источник — динофллагелаты, юра и моложе Moldowan et al., 1996 Источник — диатомовые, юра и моложе. Holba et al., 1998a, б Конторович и др., 1985
Континентальный склон, шельф, аноксическая обстановка. ОВ I и II типов С30 стеран С35 > С31—С34 гомогопаны 28, 30-бисноргопаны ETR < 2 V/Ni порфирины > 1 513С = — 34...—28 Moldowan et al., 1984 Источник — прокариоты. Demaison, Moor, 1980, Peters, Moldowan, 1
Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.