щ
наука - производству
Нефтегазоматеринские толщи и генерационный потенциал северной части Тимано-Печорского бассейна
OIL-&GAS-SOURCE ROCKS AND GENERATION POTENTIAL OF TIMAN-PECHORA BASIN'S NORTHERN PART
O. BOGOYAVLENSKAYA, the Lomonosov Moscow State University
As a result of PetroMod program's basin modeling there are determined cata-genetic maturity, generation potential of organic matter and possible hydrocarbon composition of accumulations of Timan-Pechora oil-&gas-bearing basin's northern part.
Keywords: Arctic shelf, Timan-Pechora basin, Pechora Sea, oil and gas source rocks, generation potential, PetroMod modeling
О.В.БОГОЯВЛЕНСКАЯ,
магистрант
МГУ им. М.В. Ломоносова
ovbogoyavlenskaya@gmail.com
В результате бассейнового моделирования нефтегазоносных систем в программном пакете PetroMod установлена катагенетическая зрелость органического вещества (ОВ), генерационный потенциал осадочных толщ и возможный углеводородный состав залежей северной части Тимано-Печорского нефтегазоносного бассейна (НГБ).
Северная часть Тимано-Печорского НГБ является одним из самых перспективных регионов российской Арктики, в котором на суше и прилегающем шельфе Печорского моря открыт ряд преимущественно нефтяных месторождений в широком стратиграфическом комплексе терригенно-карбонатных отложений от ордовика до триаса включительно. Особая значимость рассматриваемого региона определяется тем, что именно здесь расположены четыре основных нефтяных месторождения шельфа российской Арктики - Приразломное, Долгинское, Варан-дей-море и Медынское-море (рис. 1). На первом из них в декабре 2013 г началась добыча нефти. Кроме того, в прибрежной зоне выявлен ряд крупных перспективных структур, способных значительно увеличить нефтяные запасы России.
Наличие и состав пород нефтегазомате-ринских толщ (НГМТ) в осадочном заполнении нефтегазоносных бассейнов является основным условием, при котором может происходить углеводородная генерация.
Рис. 1. Месторождения северной части Тимано-Печорского бассейна
Условные обозначения: I - II - положение исследуемого профиля; скважины: Вар-10 - Варкнавтская-10, Т-68 - Тобойская-68, П-1 - Паханческая-1
От объемов содержания органического углерода (Сорг) зависят масштаб генерации углеводородов (УВ) и запасы промышленных месторождений нефти и газа. В пределах северной части Тимано-Печорского НГБ по количественной оценке содержания в породах Сорг НГМТ выделены преимущественно в палеозойской части разреза. На акватории Печорского моря к НГМт также относятся триасовые отложения. Кроме этого отмечается увеличение концентраций Сорг в юрских и меловых отложениях.
Целью данной работы является установление катагенетической зрелости, генерационного потенциала и возможного углеводородного состава залежей северной прибрежной части Тимано-Печорского НГБ (рис. 1) путем бассейнового моделирования в пакете Ре^оМЫ. При подготовке данных для моделирования использован ряд опубликованных работ [1 - 5 и др.].
Основной НГМТ севера Тимано-Печорс-кого НГБ являются доманиковая формация верхнего девона, которая сложена кремнис-то-карбонатно-глинистыми битуминозными отложениями. Водородный индекс (Н1) изменяется в диапазоне 500 - 950 мг УВ/г Сорг [4]. Сорг изменяется преимущественно в диапазоне от 3 до 10 - 12%, а максимальные концентрации выявлены в кремнисто-глинистых разностях, доломитах и мергелях [5]. В исследуемом регионе принятые нами для моделирования значения Сорг для до-маниковой толщи составляет 4%, а Н1 -550 мг УВ/г С .
орг
Кроме доманиковой НГМТ в генерации жидких и газообразных УВ участвовали и тонкослоистые глинистые известняки поз-днесилурийского (лудловского) возраста S2lu, а также толщи глинистых доломитов, мергелей и аргиллитов раннедевонского (лохковского) возраста D1lk. Содержание Сорг в материнских толщах лудловского яруса варьирует от 0,5% на Колвинском мега-валу до 2% в Хорейверской впадине. Для толщ лохковского яруса содержание органического углерода варьирует от 0,6% на Колвинском мегавалу до 1,4% Хорейверс-
наука - производству |
кой впадине (месторождение им. Р. Требса) и до 2,2% на Варандей-Адзьвинской структурной зоне (ВАСЗ) [5]. В лудловских отложениях содержится ОВ как I (сапропелевого), так и II (смешанного гумусово-сапропеле-вого) типов. Помимо вышеописанных выделяются ви-зейские (С^), артинско-кунгуские (Р1а-ки) и нижнетриасовые (Т,) НГМТ, однако они имеют пониженные содержания Сорг .
Моделирование в пакете Ре^оМЫ проведено по субширотному профилю I -II, расположенному на побережье Печорского моря (рис. 1). Данный профиль пересекает восточный борт Хорейверской впадины (месторождение Р. Требса, скважина Варкнавтская-10), Варандейский вал, ВАСЗ и Медынско-Сарембойский вал в районе То-бойского месторождения (скважина Тобойская-68).
Судя по характеру изменений отражательной способности витринита ^о,%) с глубиной, палеогеотермичес-кий градиент в мезозойских отложениях в среднем составлял не более 2,5 - 30С на 100 м, а в триасовых и палеозойских - он возрастал до 50С. Высокий геотермический градиент в палеозойских отложениях, обусловленный повышенным геотермическим режимом в прошлом, установлен для Хорейверской впадины, ВАСЗ и ПКА Тимано-Печорского НГБ [1].
С учетом полученной после моделирования в Ре^оМЫ кривой изменения Ro с глубиной на изучаемом разрезе профиля были получены изореспленды, перенесенные нами для наглядности на глубинный разрез со стратиграфической привязкой основных горизонтов (рис. 2). Согласно принятой в России шкале катагенеза ОВ (Н.Б. Вассоевич и др.), главная зона нефтеобразования (ГЗН) характеризуется Ro 0,55 - 1,15% и согласно проведенному моделированию располагается на глубинах от 2 - 2,4 до 4,3 км. Главная зона конденсатообразования (ГЗК) ^о 1,15 - 1,55%) - на глубинах 4,3 - 4,8 км, а главная зона газообразования (ГЗГ) ^о 1,55 - 2,5%) - на глубинах от 4,8 до 6,5 км.
В исследуемом регионе отложения додевонского возраста занимают интервал глубин от 4,1 до 8,4 км и практически полностью находятся в пределах ГЗН-ГЗГ На Медынско-Сарембойском валу и восточном борту Хорейверской впадины Ro меняется в пределах 1,1 - 3,5%. Для наиболее глубокой части (ВАСЗ) значения Ro составляют 1,9 - 4%, то есть породы являются преимущественно га-зогенерирующими.
Отложения девонского возраста на Тобойской ступени залегают на глубинах от 2 до 4,6 км и находятся преимущественно в пределах ГЗН. На воточном борту Хорей-верской впадины отложения нижнего и верхнего девона залегают на глубинах от 2,9 до 4,5 км и находятся в пределах конца ГЗН и начала ГЗК ^о 0,7 - 1,3%). Для максимально погруженной части ВАСЗ максимальные глубины залегания девонских отложений достигают 5,4 км. Они также вошли в ГЗН и ГЗГ ^о 0,9 - 1,8%) и при достаточном содержании ОВ должны генерировать заметные объемы жидких и газообразных УВ. Начало процессов генерации жидких УВ доманиковых НГМТ связывается со среднетриасовым периодом; начало эмиграции - с позднетриасовым [4].
Породы нижнепермско-каменноугольного возраста (частично и верхнепермского возраста) практически на всей территории изучаемого района находятся в ГЗН. Для них характерны глубины от 2 - 2,2 до 2,9 км. Лишь на Медынско-Сарембойском валу отложения каменноугольного и более раннего возраста не вошли в ГЗН, и в силу малой степени созревания ОВ в породах генерация будет незначительной.
По данным моделирования, отложения триасового, мелового и четвертичного возраста являются незрелыми.
0
Варандейский Варандей-Адзьвинская Медынско-Хорейверская впадина вал _зона_Сарембойский вал
Вар?ю
20
30 [кт]
40
50
150 200 250 300 350 400 450 -4- - изореспленды (рассчитанные в РеиоММ)
Рис. 2. Геологический разрез по профилю I - II с изоресплендами, рассчитанными в PetroMod
В результате проведенных исследований и бассейнового моделирования в пакете Ре^оМЫ для региона прибрежной зоны Тимано-Печорского НГБ подтверждено, что породы лохковских и доманиковых отложений (нижний-верхний девон), залегающие в интервале глубин 2,7 - 5,2 км, являются основными НГМТ Залегающие глубже лудловские толщи силура практически полностью выработали свой нефтегенерационный потенциал и являются преимущественно газогенерирующими. Ви-зейские, артинско-кунгурские и верхнетриасовые НГМТ являются преимущественно незрелыми, но могут быть нефтегазоносными за счет субвертикальной миграции УВ из более глубоких горизонтов.
Литература
1. Баженова Т.К., Шиманский В.К., Васильева В.Ф. и др. Органическая геохимия Тимано-Печорского бассейна. СПб.: ВНИГРИ, 2008. 168 с.
2. Данилевский С.А., Склярова З.П. Катагенетическая зональность и размещение залежей углеводородов в Ти-мано-Печорской провинции. Л.: Тр. ВНИГРИ, 1986.
3. Полякова И.Д., Богоявленский В.И., Данилина А.Н. Характеристика нефтегазоматеринских толщ Арктики, палеогеографические и геодинамические аспекты их образования // Арктика: экология и экономика №1(9). 2013. С. 46 - 59.
4. Сауткин Р.С., Кирюхина Т.А., Ступакова А.В. Перспективы нефтегазоносности северной части Варандей-Адзъвинской структурной зоны Тимано-Печорского НГБ // Геомодель-2010 - XII Международная научно-практическая конференция/ сб. материалов. Геленджик, 2010.
5. Ситар К.А. Геолого-геохимические условия формирования нефтегазоносности северной (акватори-альной) части Тимано-Печорского нефтегазоносного бассейна. Автореферат дисс. ... кандидата геол.-мин. наук. М., 2007. ■
Ключевые слова: арктический шельф, Тима-но-Печорский бассейн, Печорское море, не-фтегазоматеринские толщи, генерационный потенциал, моделирование в пакете PetroMod
ПРОМТЕХИНВЕСТ
системы верхнего привода
Генеральному директору ОАО «Сургутнефтегаз» В.Л. БОГДАНОВУ
Уважаемый Владимир Леонидович!
От имени всего коллектива ЗАО «ПромТехИнвест» и от себя лично поздравляю Вас с днем рождения и еще одним важным событием - 30-летним юбилеем на посту генерального директора ОАО «Сургутнефтегаз».
ОАО «Сургутнефтегаз» всегда было и неизменно остается одной из ведущих компаний страны, благодаря внимательному отношению к производственному процессу, ответственной социальной политике, передовым техническим и
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.