На правах рукописи

СИТАР Ксения Александровна

ГЕОЛОГО-ГЕОХИМИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ ФОРМИРОВАНИЯ

НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ СЕВЕРНОЙ (АКВАТОРИАЛЬНОЙ) ЧАСТИ

ТИМАНО-ПЕЧОРСКОГО НЕФТЕГАЗОНОСНОГО БАССЕЙНА

Специальность 25.00.12 – геология, поиски и разведка горючих ископаемых

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

Москва, 2007 г.

Работа выполнена на кафедре геологии и геохимии горючих ископаемых геологического факультета Московского Государственного Университета им. М.В.Ломоносова

Научный руководитель: кандидат геолого-минералогических наук, доцент Кирюхина Тамара Алексеевна

Официальные оппоненты: доктор геолого-минералогических наук, ст.н.с.

Малышев Николай Александрович кандидат геолого-минералогических наук Зонн Марина Сергеевна

Ведущая организация: Всероссийский Научно-Исследовательский институт природных газов и газовых технологий (ВНИИГАЗ)

Защита диссертации состоится 14 сентября 2007 г. в 14 час. 30 мин. на заседании диссертационного совета Д 501.001.40 при Московском государственном университете им. М.В. Ломоносова по адресу: 119991, Москва, ГСП-1, Ленинские горы, Главное здание МГУ, геологический факультет, аудитория 829.

С диссертацией можно ознакомиться в научной библиотеке геологического факультета МГУ им. М.В. Ломоносова (Главное здание МГУ, сектор «А», 6 этаж).

Автореферат разослан 14 августа 2007 г.

Ученый секретарь диссертационного совета Карнюшина Е.Е.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы. Тимано-Печорский нефтегазоносный бассейн (ТП НГБ), являясь одним из «старейших» нефтегазодобывающих районов России, сохраняет значительный геологический потенциал нефтегазоносности для наращивания добычи углеводородного сырья за счет своих северных, в том числе акваториальных, ресурсов. Однако эта часть бассейна изучена слабо. Пробуренные скважины вскрыли, в основном, мезозойские и верхнюю часть палеозойских отложений. Все работы, проводимые на акватории, - геологогеофизического плана и направлены, в основном, на выявление структур в верхней части осадочного чехла. Геохимические исследования проводились только для отдельных месторождений и направлены на изучение физико-химических свойств флюидов, редко посвящены изучению нефтегазоматеринских пород.

Данная работа является первой попыткой обобщить имеющийся геологогеохимический материал, и на основе собранных данных воссоздать историю формирования нефтегазоносности изучаемого района с использованием современных компьютерных технологий.

Цель и задачи исследования. Цель исследований состояла в оценке перспектив нефтегазоносности отложений северной (акваториальной) части Тимано-Печорского нефтегазоносного бассейна на основе имеющегося фактического материала о геохимических особенностях отложений осадочного чехла и флюидов, с привлечением пакетов программ по бассейновому моделированию.

Для достижения поставленной цели решались следующие основные задачи:

1. Обобщение материала о геологическом строении и эволюции региона.

2. Выделение нефтегазоматеринских пород в разрезе отложений.

3. Оценка генерационных возможностей нефтегазоматеринских пород с учетом их катагенетического преобразования.

4. Реконструкция условий формирования нефтегазоносности.

5. Выявление современных очагов нефте- и газогенерации, возможных путей миграции углеводородов.

6. Оценка перспектив и фазовый прогноз нефтегазоносности.

Научная новизна. Для оценки нефтегазоносности отложений северной акваториальной части Тимано-Печорского бассейна впервые применен метод бассейнового моделирования, в результате чего построена геолого-геохимическая модель формирования нефтегазоносности отложений северной части ТП НГБ.

нефтегазоматеринские породы для изучаемого района бассейна. Построенная геологогеохимическая модель позволила установить степень их катагенетического преобразования и остаточный (нереализованный) углеводородный потенциал.

Научно обоснована площадная зональность в распределении фазового состава флюидов в залежах акваториальной части бассейна. Выявлены два очага углеводородообразования:

нефтегазогенерирующий Печоро-Колвинский и нефтегенерирующий ВарандейАдзъвинский. Установлено направление латеральной миграции флюидов из ВарандейАдзъвинского очага до западного борта Хорейверской впадины.

Практическая значимость данной работы заключается в научном обосновании нефтегазоносности северной акваториальной части Тимано-Печорского нефтегазоносного бассейна выделением зон нефте- и газонакопления и качественном прогнозе состава флюидов для выявленных в этой части бассейна структур.

Фактический материал. В качестве фактического материала был использован представительный банк данных (1020 анализов химико-битуминологических исследований образцов пород и керна, включающих пиролитические данные), а также данные исследования флюидов из открытых залежей акваториальной и северной континентальной части исследуемого региона. Эти исследования проводились сотрудниками кафедры геологии и геохимии горючих ископаемых МГУ им. М.В. Ломоносова в течение многих лет.

Кроме этого, в работе использовались материалы личных исследований автора по данному региону, проводимые с 2004 г.

Публикации и апробация работы. Предварительные результаты и основные положения работы докладывались на VI и VIII Всероссийской научной конференции студентов, аспирантов и молодых специалистов «Геологи XXI века» (Саратов, 2005; 2007);

VIII Международной конференции «Новые идеи в науках о Земле» (Москва, 2007); научной конференции молодых ученых «Трофимуковских чтения - 2006» (Новосибирск, 2006);

Международном совещании по проблемам нефтегазовой геологии «Oil & Gas Habitats of Russia and Surrounding Regions» (Лондон, 2006); IX Международной конференции «Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа» (Москва, 2005); VII Международной конференции и выставки по освоению ресурсов нефти и газа российской Арктики и континентального шельфа СНГ «RAO/CIS Offshore - 2005» (Санкт-Петербург, 2005); Международном совещании «Геология рифов» (Сыктывкар, 2005); ХII Международной научной конференции студентов, аспирантов и молодых ученых «Ломоносов» (Москва, 2005); XIII Научной конференции молодых ученых «Структура, вещество, история литосферы ТиманоСевероуральского сегмента» (Сыктывкар, 2004) и изложены в 10 опубликованных работах, включая тезисы и тексты докладов конференций.

Благодарности. Автор глубоко признателен своему научному руководителю, кандидату геол.-мин.наук, доценту Тамаре Алексеевне Кирюхиной за предоставленную возможность работать вместе, за возможность использовать собранный ее за десятилетия материал, а также за постоянную и разностороннюю помощь в ходе подготовки диссертации.

Слова благодарности за предоставленную возможность работать с замечательными специалистами и всестороннюю поддержку автор выражает заведующему кафедры, профессору Михаилу Константиновичу Иванову. Настоящая работа была завершена также благодаря консультациям и ценным советам со стороны старшего научного сотрудника Георгия Евгеньевича Яковлева и профессора Антонины Васильевны Ступаковой, которым автор очень признателен и благодарен.

Особые слова благодарности автор выражает профессору Юрию Ивановичу Галушкину за возможность проведения совместных исследований, а также за ценные консультации и замечания при написании рукописи.

Автор искренне признателен сотрудникам факультета за замечания и советы во время обсуждения отдельных вопросов при подготовке работы: О.К. Баженовой, М.А. Большаковой, С.И. Бордунову, Ю.К. Бурлину, А.Н. Гусевой, А.В. Ершову, Н.А. Касьяновой, Н.В. Прониной, Е.В. Соболевой, Н.П. Фадеевой, а также всем друзьям и коллегам, помогавшим на разных этапах выполнения этой работы.

Глубокую признательность за помощь и консультации при освоении программ пакета «Temis» автор выражает зарубежным коллегам из компании Beicip-Franlab, подразделения Французского Института Нефти (Франция): М.Сент-Жермес, Б.Ероуту, Н.Бьянчи, а также Ю.Йоханенсен – специалисту компании «Статойл» (Норвегия). Искренние слова благодарности за консультации по различным вопросам геолого-геохимической тематики и, в некоторых случаях, возможность использовать совместно полученные научные результаты, автор выражает коллегам из компаний: Э.Хенриксену (компания «Statoil»); Б.Хъюзинга, К.Свиридчук (компания «ConocoPhilips»).

Автор чтит память о своем первом учителе и наставнике, докторе геол.-мин.наук, профессоре кафедры геохимии геологического факультета МГУ им. М.В. Ломоносова Наталье Алексеевне Титаевой, идеи и советы которой оказали решающее влияние при выборе научной деятельности, а моральная поддержка и неиссякаемый оптимизм помогали на протяжении всех девяти лет пребывания автора в Университете.

Автор всем выражает свою глубокую благодарность и искреннюю признательность.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, шести глав и заключения. Общий объем работы составляет 178 страниц, включая 76 рисунков и 3 таблицы; библиографический список включает 162 наименования.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

ЧАСТЬ I. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА

СЕВЕРНОЙ ЧАСТИ ТИМАНО-ПЕЧОРСКОГО НЕФТЕГАЗОНОСНОГО БАССЕЙНА.

В главе 1 «История геолого-геохимического изучения района» обобщены сведения об истории проведения геологических и геохимических исследований в северных акваториальных районах ТП НГБ.

Успешные поисково-разведочные работы в северных сухопутных районах ТП НГБ, приведшие к открытию целой группы месторождений, послужили отправным моментом для начала интенсивного изучения акватории бассейна уже в середине 70-х годов. Региональные и площадные работы проводились различными научно-производственными организациями (ВНИИморгео, Севморгео, МАГЭ, Севморнефтегеофизика, Газфлот и др.). В настоящее время общий объём сейсмических работ, выполненный в Печорском море, составляет 102 тыс. пог. км.

В северной части бассейна первые скважины были пробурены в 1974 г. на о-ве Колгуев (Бугрино-140 и 141). Непосредственно в акватории глубокое бурение было начато в 1981 г.

(Дресвянская площадь). В 1982 г. было открыто первое нефтегазоконденсатное Песчаноозерское месторождение. В 1985 г. на Поморской площади было открыто первое морское месторождение углеводородов (УВ). Полученные в результате бурения данные позволили охарактеризовать геологический разрез акваториальной части бассейна, изучить вещественный состав пород осадочного чехла, осуществить достоверную привязку региональных отражающих сейсмических горизонтов.

Изучение тектоники района, его геологического строения, истории развития связано с такими именами, как В.И. Богацкий, В.Г. Гецен, И.С. Грамберг, В.А. Дедеев, И.В. Запорожцева, А.Я. Кремс, А.Г. Кузнецов, Н.А. Малышев, В.Г. Оловянишникова, Б.И. Рапопорт, А.В. Ступакова, Н.И. Тимонин и др. Несмотря на длительный период изучения района, существуют вопросы, по которым дискуссии продолжаются (об истории развития и др.).

Благодаря глубоким параметрическим скважинам, вскрывшим фундамент в северных районах сухопотной части бассейна, детально описан палеозойский разрез по основным тектоническим элементам. На основе материала по акваториальным скважинам построены литолого-фациальные модели верхней части осадочного чехла.

Изучением современного теплового режима рассматриваемого района, а также проведением исследований по оценке палеотемпературного режима на основе отражательной способности витринита занимались Д.В. Макаров, Л.В. Подгорных, Я.Б. Смирнов. Акваториальной части бассейна посвящены аналогичные работы Л.А. Анищенко, Е.В. Вержбицкого, В.Г. Левашкевича, М.Д. Хуторского, Л.А. Цыбули.

Геохимическими вопросами (выделением нефтегазоматеринских пород (НГМП), изучением геолого-геохимических условий формирования состава рассеянного органического вещества пород, исследованием нефтей и изучением влияния геологогеохимических факторов на их свойства и состав) в Тимано-Печорском бассейне занимались в разное время и с разной степенью детальности исследователи из МГУ, ВНИГРИ, ВНИГНИ, ИГиРГИ, ИГ Коми НЦ УрО РАН и др. Среди них следует отметить исследования таких специалистов, как Л.З. Аминов, Г.И. Андреев, Л.А. Анищенко, Т.К. Баженова, Т.А. Ботнева, Д.А. Бушнев, О.И. Валяева, С.С. Гейро, В.А. Горбань, Н.К. Гудкова, А.Н. Гусева, С.А. Данилевский, М.С. Зонн, Т.А. Кирюхина, Е.С. Ларская, Ю.И. Корчагина, Ал.А. Петров, З.П. Склярова, М.Б. Темянко, Н.П. Фадеева, Н.С. Шулова и др. Для акваториальной части ТП НГБ многие исследователи выделяют НГМТ по аналогии с сушей. При этом количественно охарактеризованы содержанием Сорг только пермские отложения. Изучению катагенетической зональности отложений разреза акваториальной части бассейна посвящены работы Л.А. Анищенко, в которых проводится качественная оценка степени катагенеза отложений на основе данных по отражательной способности витринита.

И.О. Бродом, И.В. Высоцким в 50-х годах заложены основы учения о бассейновом анализе, которое впоследствии было дополнено системным подходом и стало неотъемлемой частью при изучении осадочных бассейнов (ОБ), позволяющей рассматривать последние как целостную природную динамичную систему. Теоретическими вопросами моделирования нефтегазообразования занимались Г.М. Боровая, Ю.И. Галушкин, А.И. Данюшевская, Н.В. Лопатин, В.И. Молчанов, С.Г. Неручев, И.И. Нестеров, Г.М. Парпарова, В.И. Петрова, Б.А. Соколов, Г.Е. Яковлев и др.. Работы, посвященные моделированию процессов формирования нефтегазоносности акваториальной части ТП НГБ, не проводились (в литературе не зафиксированы).

В главе 2 «Геологическое строение северной части Тимано-Печорского НГБ» на основе собранного и проработанного материала приводится характеристика района исследований, включающая литолого-стратиграфическое описание отложений фундамента и осадочного чехла, характеристику структуры фундамента, тектоническое строение, современный термический режим и историю геологического развития изучаемого района.

В северной части ТП НГБ геологический разрез подразделяется на два комплекса:

нижний – фундамент и верхний – осадочный чехол. Глубина залегания фундамента достигает 10 км. Осадочный чехол в акватории ТП НГБ, также как и на суше, представлен палеозойско-мезозойскими отложениями (Баренцевская…, 1988). Мощность палеозойского комплекса варьирует от 1,0 – 2,5 км до 8 –10 км. Нижнепалеозойские отложения представлены терригенными нижнеордовикскими, карбонатными верхнеордовикскими, силурийскими и нижнедевонскими; терригенно-карбонатными, сульфатно-карбонатными и терригенными отложениями нижнего и среднего отделов девонской системы.

Нижнепалеозойские отложения местами глубоко размыты, в результате чего верхнедевонские отложения залегают на породах от фундамента до нижне-среднедевонских.

Мощность нижнепалеозойских отложений увеличивается в восточном направлении и достигает 3 км.

Верхнепалеозойские отложения представлены верхнедевонскими–каменноугольными преимущественно карбонатными отложениями с широким развитием рифовых фаций (Антошкина, 2004). На фоне доминирующего карбонатного осадконакопления выделяется толща визейских песчано-глинистых отложений. Общая мощность отложений верхнедевонско-нижнепермского карбонатного комплекса варьирует от 1,5 км до 2,5 км.

Нижняя граница пермского терригенного комплекса проводится по смене известняков каменноугольно-раннепермского возраста сильно известковистыми глинами. Выше по разрезу следует нижне-верхнепермская песчано-глинистая толща, иногда с прослоями углей и глинистых известняков. На границе пермских и триасовых отложений отмечается региональное стратиграфическое несогласие. Триасовые отложения распространены, практически, повсеместно и представлены красноцветно-пестроцветными глинами с прослоями сероцветных глин и песчаников. Верхняя граница триасового комплекса связана с региональным несогласием в основании юрских отложений. Мощность отложений пермскотриасового возраста на рассматриваемой территории изменяется от 0,5 до 2,5 км.

Отложения юрско-мелового и кайнозойского возраста на рассматриваемой территории представлены маломощными образованиями (Баренцевская…, 1988). Они залегают со стратиграфическим, а местами и с угловым несогласием, на подстилающих породах и представлены верхнеюрскими песчано-глинистыми и нижнемеловыми глинистыми отложениями.

В тектоническом отношении ТП НГБ располагается на северо-восточном окончании Восточно-Европейской платформы и включает Печорскую плиту и Предуральский краевой прогиб. Мощность земной коры на территории Печорской плиты колеблется от 35-36 до 40км (Булин, 1976; Дедеев, Запорожцева, 1983).

По нижнему структурному этажу, включающему отложения до нижнедевонских, на рассматриваемой территории в пределах Печорской плиты выделяются: Печоро-Колвинский авлакоген, Большеземельский свод и Варандей-Адзъвинская структурная зона. По среднему структурному этажу, включающему среднедевонско - триасовые отложения, выделяются:

Малоземельско-Колгуевская моноклиналь, Печоро-Колвинский авлакоген, Хорейверская впадина и Варандей-Адзъвинская структурная зона. По мезозойско-кайнозойскому структурному ярусу все перечисленные тектонические элементы объединяются в единую надпорядковую структуру – Печорскую синеклизу.

Для формирования нефтегазоносности ОБ важное значение имеет его термический режим, тесно связанный с тектонической структурой бассейна и особенностями его развития. Характер распределения температурного поля в осадочном бассейне зависит от величины теплового потока и от теплофизических свойств различных типов пород.

Современная величина теплового потока на поверхности осадочного чехла в акваториальной части ТП НГБ составляет 57 ±13 мВт/м2 (Вержбицкий, 2002). По теплофизическим параметрам в разрезе отложений выделяется два этажа: верхний, преимущественно терригенный, с низкими значениями теплопроводности (1,0-2,2 Вт/(м·К)) и нижний, терригенно-карбонатный, с более высокими средними значениями (2,2-4,14 Вт/(м·К)) (Левашкевич, 2005).

При изучении истории реализации углеводородного генерационного потенциала отложений ОБ важно знать не только современную характеристику теплового поля, но и его палеовариации, которые тесно связаны с историей геологического развития бассейна. В истории Тимано-Печорского бассейна значительную роль сыграли рифтогенные процессы, которые протекали в начале фанерозоя (рифтогенный этап). К концу раннедевонского периода активность тектонических движений уменьшилась и погружение бассейна приостановилось. Последующее воздымание территории обусловило размыв отложений (местами до ордовикских) на большей части бассейна, после чего начался плитный этап развития бассейна.

С начала среднефранского времени произошла активизация процесса общего погружения бассейна (под влиянием погружения соседнего Палеоуральского бассейна), в результате которого терригенное осадконакопление постепенно сменилось карбонатным в палеовпадинах со специфическими условиями некомпенсированного осадконакопления (доманиковые формации), обрамленными мелководным карбонатным палеошельфом, на границе которого формировались зоны барьерных рифов. Длительным перерывом в осадконакоплении завершилась синеклизная стадия развития бассейна.

Начало инверсионной стадии связано с активизацией тектонических движений (сжатия) в визейское время и началом регионального подъема территории. С запада – воздымание и пенеплинизация Тимана, с востока – первые складчато-надвиговые процессы со стороны Урала и его рост, повсеместное понижение уровня мирового океана в серпуховское время, активная инверсия в зонах авлакогенов и погружение до этого времени стабильных блоков (палеоподнятий) с формированием на их месте крупных отрицательных структур, привели к перестройке структурного плана бассейна (Малышев, 2002).

В начале пермского периода область погружения сместилась с юго-востока на северовосток, и постепенно изменился наклон поверхности седиментации с юго-восточного на северо-западный, в сторону Южно-Баренцевской синеклизы. Перед фронтом сформировавшегося горно-складчатого сооружения Полярного Урала стал формироваться краевой прогиб. Начиная с раннепермской эпохи карбонатное осадконакопление сменяется на терригенное (с угленосными формациями в позднепермское время).

Позднетриасовое и раннеюрское время характеризовалось активным дифференцированным проявлением контрастных тектонических движений, связанных с образованием пайхоид, в результате которых впервые сформировался структурный план региона, близкий к современному (происходило дальнейшее обособление валообразных структур, начавших формироваться в раннекаменноугольное время в Печоро-Колвинском авлакогене, в Варандей-Адзъвинской структурной зоне; более отчетливо проявилась в структуре бассейна Хорейверская впадина). Среднеюрско-меловой этап отличался от предшествующих однородностью тектонических условий, а позднеплейстоцен-голоценовый этап характеризуется новой тенденцией к поднятию всего рассматриваемого региона (Малышев, 2002).

В главе 3 «Нефтегазоносность северной части Тимано-Печорского НГБ»

приводится существующее на данный момент площадное нефтегазовое районирование, выделяются нефтегазоносные комплексы, их основные элементы, детально описаны состав и свойства флюидов (из открытых залежей) разных нефтегазоносных комплексов.

Тимано-Печорский нефтегазоносный бассейн относится к складчато-платформенному типу (по классификации Б.А. Соколова). В настоящее время на акваториальном (в т.ч. о.Колгуев) продолжении ТП НГБ открыто восемь месторождений нефти, газа и газоконденсата. В пределах: Варандей-Адзъвинской структурной зоны – Приразломное, Долгинское, Варандей-море, Медын-море; Хорейверской впадины – Северо-Гуляевское;

Печоро-Колвинского авлакогена – Поморское, Песчаноозерское и Тарское (о.Колгуев).

Кроме этого, сейсморазведочными работами на шельфе Печорского моря выявлено более 30 перспективных структур.

В северной Печороморской части бассейна выделяются следующие нефтегазоносные области (НГО), приуроченные к соответствующим тектоническим областям: ВарандейАдзъвинская, Хорейверская и Печоро-Колвинская.

Стратиграфический диапазон промышленной нефтегазоносности северной части ТП НГБ включает отложения от ордовика до нижнего триаса. В акваториальной части бассейна выделы ордовикско–нижнедевонский терригенно–карбонатный, среднедевонско– нижнефранский терригенный, верхнедевонско–турнейский терригенно–карбонатный, визейско–нижнепермский терригенно–карбонатный, верхнепермско–триасовый терригенный нефтегазоносные комплексы (НГК). В настоящее время нефтегазоносность подтверждена открытием залежей УВ в ордовикско – нижнедевонском, верхнедевонско – турнейском, визейско–нижнепермском и верхнепермско – триасовом НГК.

В нижнедевонских отложениях нефть, полученная на Приразломном месторождении, легкая (плотность 0,823 г/см3) со значительным содержанием твердых парафинов (10%) и большим количеством смолисто-асфальтеновых компонентов. По распределению н-алканов и изопренов нефть Приразломного месторождения схожа с нефтями севера вала Сорокина (м-ния: Варандейское, Наульское). Отмечаются максимальные концентрации нечетных налканов С17 и С19, что характерно для большинства нефтей нижнепалеозойских залежей бассейна, относящихся к I типу (по классификации Кирюхиной, 1995).

В верхнедевонских отложениях притоки нефти получены на месторождении Медынморе. Это легкая нефть (0,838 г/см3), малосернистая (0,4%), с содержанием 8% смол и 1,2% асфальтенов, с повышенным содержанием парафинов (6,7%). По физико-химическим параметрам она отличается от нефтей данного комплекса континентальной части бассейна (как правило, это утяжеленные и тяжелые нефти с большим содержанием серы и смолистоасфальтеновых компонентов и незначительным – парафинов).

В каменноугольно-нижнепермском и верхнепермско-триасовом НГК выделяются две зоны накопления УВ: газоконденсатная на западе (Песчаноозерское, Северо-Гуляевское) и преимущественно нефтяная на востоке (Приразломное, Медын-море, Варандей-море).

Состав и свойства нефтей этих зон нефтегазонакопления значительно различаются. На западе независимо от того, являются ли они оторочками газовых или газоконденсатных залежей или составляют чисто нефтяную фазу, они практически одинаковы по составу и свойствам, и по физико-химическим параметрам относятся к легким и средним, малосернистым и малопарафинистым разностям, сильно катагенетически преобразованным.

В восточной части бассейна нефти по составу тяжелые, высоковязкие, сильносернистые, малопарафинистые, в основном цикланового состава, образованные на начальных этапах главной зоны нефтеобразования (Анищенко и др., 1984) и, возможно, незначительно затронутые процессами гипергенеза (Кирюхина, 2001).

К верхним нефтегазоносным комплексам приурочены открытые в акваториальной части бассейна газоконденсатные залежи. Плотность конденсатов варьирует от 0,721 до 0,798 г/см3, практически отсутствуют смолисто-асфальтеновые компоненты и парафины.

Содержание серы в среднем составляет 0,2%. В групповом составе УВ доля алканов в среднем составляет 60%, доля ареновых УВ – 15%. Свободные газы из газоконденсатных залежей имеют метановый состав и содержат небольшое количество тяжелых гомологов метана и неуглеводородных газов. Содержание углекислого газа варьирует от 0,1-0,3% в триасовых залежах Песчаноозерского и С.Гуляевского месторождений до 20% в нижнепермской залежи м-ния Поморского; содержание азота в среднем составляет 5-6%, за исключением триасовой залежи м-ния С.Гуляевского, в которой достигает 12-22%. На Поморском и С.Гуляевском месторождениях в нижнепермских залежах отмечается повышенное содержание сероводорода (8 – 13%).

ЧАСТЬ II. ГЕОЛОГО-ГЕОХИМИЧЕСКАЯ МОДЕЛЬ ФОРМИРОВАНИЯ

НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ СЕВЕРНОЙ ЧАСТИ ТИМАНО-ПЕЧОРСКОГО БАССЕЙНА.

Геолого-геохимическая модель формирования нефтегазоносности акваториальной части ТП НГБ базируется на осадочно-миграционной теории происхождения нефти, согласно которой нефть образуется в результате деструкции керогена органического вещества, а нефтегазоносность осадочного бассейна обусловлена следующими основными процессами: накопление исходного органического материала в субаквальных отложениях, преобразование органического вещества на стадиях литогенеза (в первую очередь – катагенез) и образование углеводородов, их эмиграция из нефтегазоматеринской породы, миграция и поступление в коллектор.

Естественное стремление к адекватному описанию сложных природных систем и флюидодинамических процессов в недрах земли, а также возрастающие возможности современной вычислительной техники, привели к разработке и практическому анализу бассейновых моделей. Для акваториальной части Тимано-Печорского бассейна было выполнено в компьютерной программе «Temis» геолого-геохимическое 2D моделирование, позволившее установить катагенетическую зональность отложений разреза, историю реализации генерационного потенциала нефтегазоматеринских пород, очаги нефте- и газообразования, возможные пути миграции и аккумуляции углеводородов.

Основой для построения двухмерной модели послужил геолого-геофизический профиль, пересекающий все основные тектонические элементы акваториального продолжения бассейна (Печоро-Колвинский авлакоген, Хорейверскую впадину и ВарандейАдзъвинскую структурную зону). На базе геологической информации (Глава 2) для данного профиля были построены литолого-фациальная модель, палеопрофили для основных этапов развития бассейна, восстановлены мощности осадочных комплексов, эродированных в периоды подъема территории. Для учета палеовариаций температурных условий под руководством проф. Ю.И. Галушкина была выполнена реконструкция палеотемпературного режима бассейна в компьютерной программе «ГАЛО».

Реконструкция истории погружения бассейна выполнялась с использованием процедуры «backstripping» (т.е. последовательного снятия слоев в последовательности, обратной геохронологической) с учетом поправки на уплотнение пород под весом вышележащих отложений (использовался закон экспоненциального уменьшения пористости с глубиной для каждого используемого литологического типа пород). При оценке параметров емкостно-фильтрационных свойств пород разреза использовалось уравнение Терцаги (Burrus, Schneider, 1992 ).

При характеристике геохимических условий нефтегазообразования для каждого нефтегазоносного комплекса были выделены и охарактеризованы нефтегазоматеринские толщи. При моделировании потоков флюидов (с учетом аппроксимированных данных по фильтрационным свойствам зон разломов) в разрезе осадочных отложений использовался многофазовый закон Дарси.

Для количественной оценки объемов УВ в осадочном бассейне некорректно использовать двухмерное моделирование, т.к. потоки в бассейне – трехмерные, однако для качественной оценки нефтегазоносности района применение таких моделей широко используется.

В главе 4 «Геотермические и геохимические условия нефтегазообразования»

описаны результаты проведенной реконструкции палеовариаций плотности теплового потока (на поверхности фундамента, на поверхности осадочного чехла), выделяются нефтегазоматеринские толщи и приводится их детальная характеристика.

Восстановление палеовариаций теплового потока осуществлялось в программе «Гало»

на основе 1D моделирования 4 скважин, пробуренных в акваториальной части ТП НГБ на участках различных тектонических элементов (Приразломная, Северо-Гуляевская, Поморская и Песчаноозерская). При восстановлении палеовариаций (как на поверхности фундамента, так и на поверхности осадочного чехла) проводилась реконструкция термической истории осадочного бассейна, посредством решения прямой тепловой задачи, целью которой является поиск наиболее вероятного распределения температуры и кондуктивного теплового потока во времени. Для задания граничных условий термальной модели были использованы палеотемпературы на поверхности осадочного чехла рассматриваемого района (опубликованные в работах Frakes, 1979; Welte et al., 1997;

Величко, 1987, 1999) и температура на границе литосферы (1150 °С).

Корректность построенной тепловой модели для различных тектонических элементов проверялась сопоставлением модельного полученного современного распределения температур и показателя отражательной способности витринита (Ro) с замеренными современными температурами и Ro в скважинах, пробуренных в пределах акваториальной части рассматриваемых тектонических элементов.

Согласно построенной тепловой модели остывание бассейна от начального (прогретого) состояния с плотностью теплового потока на поверхности 75-78 мВт/м сопровождалось умеренным растяжением литосферы бассейна в силуре и раннем девоне с суммарной амплитудой около 1,12 ( фактор). К концу девонского периода величина плотности теплового потока на поверхности фундамента (qф) составила, в среднем, 50 мВт/м2. В последующее время его вариации были незначительны и продолжающееся остывание привело к 40 мВт/м2 к концу мезозоя. Начиная с кайнозоя отмечается постепенное увеличение на всей территории и современная величина qф составляет 42-43 мВт/м2.

Палеовариации плотности теплового потока на поверхности осадочного чехла (qч) до конца девонского периода для разных тектонических зон также схожи – уменьшение с одинаковой скоростью с 75-78 до 48 мВт/м2 с тепловой активизацией (с 51 до 55-59 мВт/м2) в среднем девоне. Интервал с каменноугольного и до конца триасового периода на большей части района исследований характеризовался медленным понижением qч с 48 до 45мВт/м2, в пределах ВАСЗ с конца позднепермского времени величина qч уменьшилась до 41 мВт/м2. Начиная с кайнозоя qч на рассматриваемой территории начала повышаться, достигнув, согласно построенной модели, современного значения 50 мВт/м2 (для ВАСЗ – 46 мВт/м2); современное фоновое значение теплового потока на поверхности осадочного чехла на основе замеренных значений составляет 57 ±13 мВт/м2 (Вержбицкий, 2002).

С точки зрения формирования нефтегазоносности любого осадочного бассейна необходимым условием является наличие в его разрезе нефтегазоматеринских пород, способных на определенных стадиях катагенетического преобразования генерировать УВ.

Количество углеводородов прямо пропорционально зависит от количества и качества органического вещества, содержащегося в нефтегазоматеринской породе, площади ее распространения и мощности. На основе имеющегося фактического материала по содержанию Сорг в породах разреза северной части ТП НГБ были выделены нефтегазоматеринские породы (НГМП) в палеозойских, а также в верхнетриасовых отложениях (пример приводится на рис. 1; собран материал по 48 площадям, приуроченным к разным тектоническим зонам).

Глубина, м Рис. 1. Распределение современного содержания Сорг в разрезе западной части ВарандейАдзъвинской структурной зоны (вал Сорокина). Приводятся обобщенные данные по площадям:

акваториальная часть - Приразломная, Варандей-море; сухопутная часть - Варандейская, Торавейская, Наульская, Лабоганская, Седьягинская, Хосолтинская В ордовикско-нижнедевонском НГК, как НГМП, выделяются известковые отложения раннесилурийского (венлокского) возраста с прослоями доломитов и глин. Содержание органического вещества (Сорг) варьирует от 0,5% до 2,0%. Органическое вещество данных отложений в пределах Хорейверской впадины относится к I типу (по результатам элементного анализа с использованием диаграммы Ван Кревелена; рис. 2).

Рис. 2. Тип органического вещества НГМП отложения кыновско-саргаевского горизонта.

ранне- (1) и позднесилурийского (2-3) возраста Хорейверской впадины (1, 3) и Печоро-Колвинского авлакогена (2) 3,0% (Колвинский мегавал). Органическое вещество данных отложений относится к смешанному (гумусово-сапропелевому) II типу. Отложения живетского яруса присутствуют только в пределах Печоро-Колвинского авлакогена и, в меньшей степени, на территории ВАСЗ. В силу ограниченного распространения данных отложений, а также незначительной мощности, очень часто выделить эти горизонты трудно и в этом случае они объединяются с нижнефранскими отложениями.

Кыновско-саргаевские отложения (D3k-sr) представлены глинисто-карбонатными толщами с прослоями алевролитов и туффитов. Содержание ОВ в них увеличивается в западном направлении: варьирует от 0,7% в ВАСЗ, 1% в восточной части Хорейверской впадины и около 2,8% в пределах Колвинского мегавала. В пределах изучаемой территории эти нефтегазоматеринские породы содержат ОВ I и II типа (гумусо-сапропелевого).

В верхнедевонско-турнейском НГК выделяются верхнедевонские доманиковые отложения (D3dm), представленные темными тонко- и микрослоистыми глинисто-кремнистокарбонатными породами. Содержание Сорг в них варьирует в широких пределах, однако чаще всего в акваториальной части бассейна составляет 1-3%, в зависимости от литологического состава пород. Наибольшие концентрации отмечаются в кремнистоглинистых разностях, доломитах и мергелях. Для Хорейверской впадины и ВарандейАдзъвинской структурной зоны тип ОВ, определенный по результатам как элементного анализа керогена, так и по результатам пиролитического метода Rock-Eval, I-II.

В разрезе визейско-нижнепермского НГК выделяются нефтегазоматеринские породы в глинисто-карбонатных визейских нижнекаменноугольных (С1v), глинистых и карбонатноглинистых артинских (P1a) нижнепермских отложениях. Нижнекаменноугольные визейские отложения в акваториальной части Тимано-Печорского бассейна преимущественно угленосны. Концентрация Сорг изменяется в широких пределах в зависимости от наличия углистых включений (от 1-2 до 15% в глинах; 40% и более в углях). Отмечается увеличение содержания ОВ с запада на восток. Так, в пределах Печоро-Колвинского авлакогена содержание ОВ не превышает первых десятых процента. В пределах Хорейверской впадины – 0,5 – 2%. На территории ВАСЗ отмечаются максимальные содержания ОВ в терригенных отложениях до 8%.

Характер распределения фациальных зон определил возможность сохранения и специфики скопления Сорг в артинско-кунгурских породах. Концентрации Сорг изменяются от 0,11 до 4,5% с четкой дифференциацией: пониженные значения содержаний (< 0,3%) в карбонатных породах, повышенные – в терригенных. В целом, среднее содержание Сорг в них колеблется от 1 до 1,5%. Максимальные концентрации Сорг в данных отложениях зафиксированы в западной части Варандей-Адзъвинской зоны – до 8 -11%. В ПечороКолвинском авлакогене артинские отложения содержат ОВ преимущественно III (гумусового) типа, способного в большей мере генерировать газовые УВ, а в Хорейверской впадине ОВ классифицируется как I-II типа (гумусо-сапропелевый). Мощность отложений увеличивается в восточном направлении: от 20 м в пределах Печоро-Колвинского авлакогена до 50 м в Варандей-Адзьвинской структурной зоне.

В пределах верхнепермско-триасового НГК выделяются обогащенные Сорг отложения как в верхнепермских разрезах, так и в триасовых, при этом, концентрации Сорг варьируют в широких пределах. В верхнепермских отложениях отмечается увеличение концентраций Сорг в северо-западной части ВАСЗ (до 11%). В пределах Хорейверской впадины Сорг от 2 до 5% зафиксирован в северо-восточной части, а в пределах Печоро-Колвинского авлакогена в западной и восточной частях (приуроченных к валам) выделяются верхнепермские отложения с содержанием Сорг от 1,8 – до 3,5%.

Триасовые отложения содержат низкие концентрации Сорг в континентальной части бассейна (от 0,2 до 1,0%). В Печорском море в пределах ВАСЗ содержание Сорг в них достигает 10 %, максимально зафиксированное значение 17% (Приразломная площадь). Тип органического вещества сапропелево-гумусовый. В нижнетриасовых отложениях акваториальной части бассейна содержание Сорг довольно низкое 0,3-0,5%, не зависящее от литологической разности пород.

На основе площадного анализа распределения Сорг по изучаемой территории, а также изучения вертикального распределения Сорг по разрезу отложений, было установлено, что, несмотря на значительное количество нефтегазоматеринских пород в разрезе отложений бассейна, для формирования нефтегазоносности его акваториальной части (без учета дальней латеральной миграции УВ) существенное влияние могли оказать (или оказывают) нижнепалеозойские, доманиковые, нижнекаменноугольные, пермские и триасовые нефтегазоматеринские толщи. О вкладе каждой из них можно говорить только после установления истории реализации углеводородного потенциала и современной степени их катагенетического преобразования, которая зависит, в первую очередь, от температурного режима осадочного бассейна, существовавшего на протяжении всей его истории.

В главе 5 «Формирование зон нефтегазогенерации северной (акваториальной) части Тимано-Печорского НГБ» приводятся результаты проведенного 2D геологогеохимического моделирования с использованием программы «Temis»: установлено изменение катагенетической зональности отложений осадочного чехла в истории развития района и история реализации нефтегенерационного потенциала основными нефтегазоматеринскими породами; построена обобщающая схема формирования основных нефтегазоносных комплексов района исследований.

Построенная геолого-геохимическая модель позволила оценить положение главных зон нефте- (ГЗН) и газообразования (ГЗГ) на основе распределения расчетных параметров показателя отражательной способности витринита по разрезу отложений с использованием шкалы градаций катагенеза Н.Б. Вассоевича (1974).

В современном разрезе рассматриваемого региона положение «главной зоны нефтеобразования» контролируется глубинами 1400-1600 м - 3600-4200 м (в зависимости от приуроченности отложений к основным тектоническим элементам бассейна); наибольшая глубина соответствует зоне перехода от Хорейверской впадины к Варандей-Адзъвинской структурной зоне. На протяжении палеозойской истории развития бассейна зона ПечороКолвинского авлакогена опережала соседние тектонические элементы по времени вхождения сначала в «главную зону нефтеобразования» (позднедевонская эпоха), а затем и «главную зону газообразования» (раннетриасовая эпоха). Западная часть изучаемого района на протяжении палеозоя была более катагенетически преобразована, нежели центральная и восточная. В конце палеозоя на общем фоне выделялась ВАСЗ, на территории которой положение ГЗН соответствовало глубинам 3000 и 6000 м, что, вероятно, было связано с ослаблением теплового потока в данной зоне, установленным палеотепловой реконструкцией.

Для характеристики степени фактической реализации генерационного потенциала ОВ использовался «коэффициент трансформации», определяемый отношением реализованного потенциала керогена (сгенерированное количество УВ) к общему потенциалу НГМП (общее количество УВ, которое способна сгенерировать данная НГМП).

На современном этапе развития бассейна степень преобразования для нижнепалеозойских НГМП составляет 100 %. Для верхнедевонско-нижнекаменноугольных – 80 %, больший остаточный потенциал отмечается в районе восточного борта ПечороКолвинского авалкогена и Хорейверской впадины. Для нижнепермских – до 20 %; по направлению к Предуральскому краевому прогибу современная степень преобразования данных НГМП увеличивается до 90 %. Верхнепермско-триасовые НГМП в пределах восточной ВАСЗ находятся непосредственно в зоне нефтегенерации (МК1-2), на остальной территории - на начальных стадиях катагенетического преобразования (протокатагенез).

Рис. 3. Изменение степени преобразования нижне- и верхнепермские отложения.

(сплошная линия) НГМП и количества свободных УВ в них (пунктирная линия) в на примере силурийских НГМП основных нефтегазоносных комплексов Печоро-Колвинского авлакогена В формировании нефтегазоносности ордовикско-нижнедевонского НГК принимали участие нижнепалеозойские НГМП, начало эмиграции УВ из которых началось в среднем девоне (для силурийских НГМП) и в середине поздней перми (для раннедевонских НГМП).

Заполнение ловушек в пределах комплекса протекало в каменноугольный период и позднепермскую-раннетриасовую эпохи. К началу юрского периода процесс формирования данного НГК завершился.

Основной НГМТ для среднедевонско-нижнефранского НГК являлась среднедевонская толща. Кроме нее, УВ поставляли нижнепалеозойские и нижнефранские отложения.

Максимум генерации УВ для данных НГМТ в пределах рассматриваемого НГК относится к средне- позднетриасовому времени. Эмиграция УВ как из среднедевонской, так и из нижнефранской НГМП протекала, согласно построенной модели, с начала позднего триаса до конца юрского периода. Заполнение ловушек в пределах комплекса началось за счет процессов вторичной миграции из НГМП нижезалегающего НГК1. Процессы заполнения ловушек флюидами протекали с конца среднего триаса до конца ранней юры.

В формировании нефтегазоносности верхнефранско-турнейского НГК принимали участие преимущественно доманиковые отложения. Однако возможно участие раннефранской и визейской нефтегазоматеринских толщ. Начало процессов генерации жидких углеводородов связывается со среднетриасовым периодом; начало эмиграции – с Этот результат подтверждает корреляция в системе «рассеянное органическое вещество (РОВ) – нефть», проведенная Г.Н. Горгадзе, М.С. Зонн и др. (2001) для образцов с месторождения Медын-море, которая установила эпигенетичную природу флюидов в верхнедевонских отложениях, генерированных РОВ пород более глубоких горизонтов (распределение биомаркеров D3f нефти коррелируется с распределением таковых в силурийских нефтях Варандейского месторождения).

позднетриасовым. Заполнение ловушек в пределах данного комплекса началось в позднем триасе (в случае верхнедевонских рифогенных массивов – в среднем триасе).

В формировании нефтегазоносности визейско-нижнепермского НГК принимали и принимают участие визейские и, частично, нижнепермские отложения. Начало процессов генерации жидких углеводородов связывается, согласно построенной модели, с серединой триасового периода – для визейской НГМП и с концом триасового периода – для нижнепермских НГМП. На современном этапе нефтегазоматеринские отложения продолжают находиться в главной зоне нефтеобразования. Начало эмиграции УВ приурочено к началу юрского периода. Заполнение ловушек в пределах данного комплекса началось в средне- (в случае нижнепермских рифовых построек) и позднеюрскую эпоху. При этом не отмечается четкой дифференциации в начале генерации УВ в разных тектонических элементах. Процессы вторичной миграции углеводородов интенсивно протекают и на современном этапе. Подтверждением этого результата служат полученные при битуминологическом анализе образцов керна морских скважин ТП НГБ значения битумоидного коэффициента (хб), отражающего присутствие в отложениях эпигенетического битумоида. В нижнепермских отложениях хб больше 6-7 % на всей рассматриваемой территории, что свидетельствует об его миграционной природе.

В верхнепермско-триасовом НГК основными источниками УВ являются нижне- и верхнепермские НГМП, тип ОВ которых, преимущественно, гумусовый. Для данного комплекса основным источником является нижнепермская НГМП, процессы эмиграции УВ из которой начались в конце юрского – начале мелового периода. На основной части территории (кроме восточной части ВАСЗ) в пределах верхнепермской НГМП протекают процессы первичной миграции (внутри НГМТ), подтверждаемые хб, в то время как в восточной части в пределах ВАСЗ отмечается начало процессов эмиграции УВ. Триасовые НГМП находятся на стадиях протокатагенеза, их участие в формировании нефтегазоносности района не рассматривается. Повышенные значения хб в данных отложениях могут свидетельствовать о миграционной природе углеводородов, содержащихся в данных отложениях.

На основе построенной геолого-геохимической модели формирования нефтегазоносности района было выявлено, что на современном этапе развития бассейна процессы нефтегазообразования протекают только в верхнефранско-турнейском, визейсконижнепермском и верхнепермско-триасовом НГК, в пределах которых основными НГМП являются доманиковые, визейские, нижне- и верхнепермские отложения.

В главе 6 «Перспективы нефтегазоносности Печороморской части ТиманоПечорского бассейна» на основе построенной геолого-геохимической модели выделены очаги газо- и нефтегенерации, рассмотрены возможные пути миграции УВ и дается прогноз возможного фазового состава УВ в открытых структурах различных тектонических элементов акваториальной части бассейна.

Согласно геолого-геохимической модели формирования нефтегазоносности акваториальной части Тимано-Печорского бассейна были построены схематические карты расположения очагов нефте- и газогенерации углеводородов в акваториальной части Тимано-Печорского бассейна для верхнедевонской, визейской и раннепермской НГМП.

Расположение очага генерации жидких УВ в доманиковых отложениях приурочено к северо-северо-восточной части Печоро-Колвинского авлакогена и восточной части Хорейверской впадины. В северо-западной части Хорейверской впадины, вдоль западного борта Колвинского мегавала, доманиковые отложения вступили в главную зону газогенерации, поэтому, несмотря на хорошие нефтематеринские качества доманиковых отложений (Сорг до 3-5%, тип ОВ I-II), генерация жидких УВ здесь незначительна.

Расположение нефтяного очага в нижнекаменноугольных визейских отложениях охватывает основную площадь северной части Тимано-Печорского бассейна (все тектонические элементы) и только на крайнем севере и в северо-восточной части бассейна данные отложения вступили в главную зону газообразования. В Варандей-Адзъвинской структурной зоне отложения обладают хорошими нефтегенерационными свойствами (Сорг достигает 8%), а УВ, генерируемые данной визейской НГМП, вертикально мигрируют по зоне разломов, разделяющих ВАСЗ от Хорейверской впадины до мезозойских терригенных отложений и далее по направлению к Печоро-Колвинскому авлакогену.

Расположение очагов генерации УВ (как нефтяного, так и газового ряда) нижнепермских НГМП схоже с таковым для очагов нижнекаменноугольной НГМП. При этом зона расположения отложений, наиболее обогащенных Сорг, приурочена к восточной части рассматриваемого района. Процессы латеральной миграции протекают в западном направлении.

При рассмотрении процессов углеводородообразования в пределах ПечороКолвинского авлакогена построенная модель показала, что источником жидких углеводородов для залежей Печоро-Колвинского авлакогена могут быть доманиковые отложения, которые находятся на соответствующих стадиях катагенеза и являются преимущественно нефтематеринскими породами (тип керогена I-II). Генерация этими толщами газовых флюидов, способных сформировать крупные газовые (газоконденсатные) залежи, является маловероятной. В то же время, обладающие преимущественно газогенерационным потенциалом нижне- и верхнепермские нефтегазоматеринские толщи в данном районе находятся лишь на стадиях протокатагенеза и также не могут генерировать существенные объемы УВ (при небольшом содержания Сорг в этой части бассейна).

Принимая во внимание результаты исследований изотопного состава углерода метана в залежах этой части бассейна (14С = -26,8 -30,7 ‰; Кирюхина, Ступакова, 2001), свидетельствующих о сильной катагенетической преобразованности УВ, можно предположить, что формирование нефтегазоконденсатных и газоконденсатных залежей Печоро-Колвинского авлакогена обусловлено направленным латеральным потоком с северной, более погруженной стороны, а также за счет вертикальной миграции из залежей нижне-среднепалеозойского НГК по разуплотненным зонам, связанным с тектоническими нарушениями в прибортовых частях авлакогена.

В пределах Печоро-Колвинского авлакогена прогнозируется существование газо- и нефтеконденсатных скоплений в отложениях верхнепалеозойского и мезозойского комплексов. Они могут быть приурочены к стратиграфически и литологически экранированным ловушкам прибортовых структур, а также к пермским органогенным постройкам северной части авлакогена.

В восточной части бассейна, в пределах Варандей-Адзъвинской структурной зоны, выделяется самостоятельный очаг нефтегазообразования, в котором генерируются в основном УВ нефтяного ряда. Для залежей ВАСЗ источником углеводородов служат, в основном, визейские НГМП. Однако, за счет вертикальных перетоков возможно участие верхнедевонских и нижне-среднепалеозойских, а также частично нижнепермских кунгурских отложений (вступивших в этой части бассейна в ГЗН).

Размещение залежей УВ в разрезе ВАСЗ контролируется, в первую очередь, вертикальной миграцией, что приводит к смешению УВ флюидов разновозрастных очагов генерации. Залежи в ловушках массивного или литолого-стратиграфического типов могут быть обнаружены в верхнепалеозойских и нижнемезозойских отложениях в пределах собственно ВАСЗ и на восточном борту Большеземельского палеосвода.

Таким образом, с учетом степени катагенетического преобразования основных НГМП акваториальной части бассейна, а также с учетом возможных направлений миграции УВ предполагается: в восточной части акватории, в пределах ВАСЗ (структуры: Полярная, Алексеевская, Ю.Рахмановская, Саханинская, Папанинская) в верхнепалеозойских – мезозойских отложениях возможно существование нефтяных залежей; в направлении к Предновоземельскому прогибу вероятно появление газоконденсатно-нефтяных залежей. В западной части, в пределах Печоро-Колвинского авлакогена (структуры: С.Колокоморская, Разломная, Морская, Калининградская), предполагается существование залежей УВ преимущественно газоконденсатно-газового типа, сформировавшихся как за счет вертикальных перетоков флюидов из палеозойских НГМП, находящихся в главной зоне газообразования, так и за счет латеральной (юго-восточного направления) миграции УВ в пределах этой тектонической зоны.

Акваториальная часть Тимано-Печорского нефтегазоносного бассейна является одним из первых районов, с которым связывается ближайшее начало освоения морских запасов углеводородов российских северных акваторий. Открытые здесь месторождения только подтверждают оптимистические ожидания. Однако, эта часть бассейна отличается своими особенностями геологического строения, истории развития и процессами формирования нефтегазоносности.

В данной работе предпринята попытка обобщить геологический материал по рассматриваемой территории, собрать и проинтерпретировать результаты геохимических исследований как флюидов акваториальной части, так и возможных нефтегазоматеринских пород, и, на основе собранного материала, воссоздать возможную историю формирования нефтегазоносности с использованием современных технологий.

В качестве инструмента, позволяющего решать подобные задачи, была использована компьютерная программа «Temis», которая позволяет реконструировать процессы генерации, миграции и аккумуляции углеводородов в пространстве и во времени. Для восстановления палеотеплового режима, изменяющегося во времени, использовалась компьютерная программа «Гало». В результате, была построена геолого-геохимическая модель формирования нефтегазоносности акваториальной части бассейна.

Площадная зональность в распределении фазового состава флюидов в залежах акваториальной части бассейна (в восточной части выявлены преимущественно нефтяные месторождения; в западной – газовые и газоконденсатные), как показала созданная геологогеохимическая модель, обусловлена существованием двух очагов нефтегазообразования:

Печоро-Колвинского и Варандей-Адзъвинского. В первом выявлены процессы как нефте-, так и газогенерации, во втором – преобладают процессы нефтегенерации.

В западной зоне, в пределах Печоро-Колвинского авлакогена, залежи газообразных углеводородов образуются за счет вертикально мигрирующих палеозойских газов преимущественно нефтематеринских палеозойских пород, находящихся в главной зоне газообразования. Кроме этого, в формировании газонефтеносности участвуют латерально мигрирующие с северной стороны углеводороды нефтегазоматеринских пород ЮжноБаренцевской впадины. Для восточной зоны основным процессом формирования залежей является вертикальная миграция и смешение жидких углеводородов палеозойских нефтегазоматеринских пород, при этом основной вклад в формировании нефтяных залежей вносят визейские нефтематеринские толщи.

ЗАЩИЩАЕМЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1. Геолого-геохимическая модель формирования нефтегазоносности акваториальной части Тимано-Печорского нефтегазоносного бассейна позволила установить историю реализации углеводородного потенциала нефтегазоматеринских пород (периоды генерации, миграции и эмиграции углеводородов). Выявлено, что на современном этапе развития бассейна процессы нефтегазообразования протекают только в верхнефранско-турнейском, визейско-нижнепермском и верхнепермско-триасовом нефтегазоносном комплексе, в пределах которых основными нефтегазоматеринскими толщами являются доманиковые, визейские, нижне-верхнепермские и триасовые отложения.

2. Степень реализации нефтегазоматеринского потенциала на современном этапе развития бассейна составляет: для нижнепалеозойских нефтегазоматеринских пород – 100%, для верхнедевонско-нижнекаменноугольных – 80%, для нижнепермских – до 20%.

Верхнепермско-триасовые НГМП в пределах восточной части Варандей-Адзъвинской структурной зоны находятся в зоне нефтегенерации (МК1-2), на остальной территории - на начальных стадиях катагенетического преобразования (протокатагенез).

3. В современном разрезе рассматриваемого региона положение «главной зоны нефтеобразования» контролируется глубинами 1400-1600 м – 3600-4200 м. Наибольшая глубина главных зон нефте- и газообразования соответствует переходному участку между Хорейверской впадиной и Варандей-Адзъвинской структурной зоной.

4. Основные очаги нефте- и газообразования в акваториальной части ТиманоПечорского бассейна расположены в ВАСЗ и в Печоро-Колвинском авлакогене. В первом генерируются преимущественно жидкие углеводороды, во втором – как жидкие, так и газообразные углеводороды. Дифференциация очагов нефте- и нефтегазогенерации явилась основой прогноза фазового состава углеводородов на перспективных структурных объектах.

По теме диссертации опубликованы следующие работы:

1. Нефтегазоносность нижнепалеозойских отложений северной части Тимано-Печорского бассейна. Доклады VIII Международной конференции «Новые идеи в науках о Земле», 2007, Т.2. – Москва, 2007. С. 105-108. (соавтор Кирюхина Т.А.) 2. Катагенетическая зональность нефтематеринских пород северной части Тимано-Печорского бассейна // Геологи XXI века: Материалы VIII Всероссийской научной конференции студентов, аспирантов и молодых специалистов. – Саратов: Изд-во СО ЕАГО, 2007. С. 34-36.

3. Геолого-геохимические предпосылки нефтегазоносности палеозойских отложений восточного сектора Баренцевоморского бассейна // Геология нефти и газа, 2006, № 3. – С. 41-49. (соавторы Кирюхина Т.А., Ступакова А.В.) 4. Paleozoic petroleum systems of the Barents Sea // Oil & Gas Habitats of Russia and Surrounding Regions. – London, 2006. р. 11. (соавторы Kirjukhina T., Nielsen J., Stupakova A.) 5. Нафтидные системы палеозойского разреза Баренцевоморского шельфа / Труды RAO/CIS Offshore 2005. Proceedings (7-ая Международная конференция и выставка по освоению ресурсов нефти и газа российской Арктики и континентального шельфа СНГ. – СПб., 2005. – С. 525-529. (соавтор Кирюхина Т.А.) 6. Особенности состава нефтей верхнедевонских-турнейских рифовых залежей Тимано-Печорского бассейна / Геология рифов: Материалы Международного совещания. – Сыктывкар: Геопринт, 2005. С. 79-80. (соавторы Кирюхина Т.А., Покуль А.В.) 7. Геолого-геохимические особенности палеозойского разреза обрамления Баренцевоморского шельфа / В кн. «Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа. Нефтегазоносные системы осадочных бассейнов». – М.: ГЕОС, 2005. – С. 218-219. (соавторы Кирюхина Т.А., Ступакова А.В.) 8. Геохимические предпосылки нефтегазоносности палеозойских отложений Адмиралтейского поднятия / Материалы XII Международной конференции студентов, аспирантов и молодых ученых «Ломоносов». Том 1. – М.: Изд-во МГУ, 2005. C. 74-75.

9. Сравнительная характеристика органического вещества отложений северной части Тимано-Печорского нефтегазоносного бассейна и островов архипелага Свальбард / Геологи ХХI века: Материалы VI Всероссийской научной конференции студентов, аспирантов и молодых специалистов. – Саратов: Изд-во СО ЕАГО, 2005. С. 76–78. (соавтор Покуль А.В.) 10. Нефтегенерационный потенциал палеозойских отложений севера Тимано-Печорского бассейна / Структура, вещество, история литосферы ТиманоСевероуральского сегмента: Информационные материалы 13-й научной конференции. – Сыктывкар: Геопринт, 2004. С. 184-186.