Геохимическая характеристика органического вещества межсолевых отложений северного блока Припятского нефтегазоносного бассейна

Данная статья посвящена исследованию межсолевых отложений Припятского прогиба. Соленосные толщи с хорошими экранирующими и изоляционными свойствами осложняют поиск и разработку залежей УВ в подстилающих породах. Одним из перспективных объектов для открытия новых залежей УВ является межсолевой комплекс верхнего девона Припятского нефтегазоносного бассейна (НГБ). Оптимизация поисково-разведочных работ на нефть и газ на территории этого НГБ является актуальной в связи с потребностью воспроизводства минеральносырьевой базы Беларуси.

Припятский прогиб расположен в западном секторе Восточно-Европейской платформы и является северо-западной частью Днепровско-Донецкого авлакогена, сложенного преимущественно верхнедевонскими отложениями, залегающими на кристаллическом фундаменте архей-раннепротерозойского возраста. Также в геологическом строении осадочного чехла принимают участие отложения рифейской эонотемы, вендской, каменноугольной, пермской, триасовой, юрской, меловой, палеоген-неогеновой и четвертичной систем. Осадочный чехол Припятского прогиба разбит многочисленными разломами субширотного проcтирания, а также осложнен проявлениями соляного тектогенеза (рис. 1).

В геологической истории Припятского прогиба выделяется два этапа: доавлакогеновый (живетско-се-милукский) и авлакогеновый (алатырско-фаменский). Прогиб возник как единая депрессия, а затем был дифференцирован на несколько тектонических блоков (северный, центральный и южный) с асинхронным тектоническим развитием [2]. Неодновременное прогибание этих блоков, сопровождавшееся вулканической деятельностью, привело к различным степеням катагенетической преобразованности ОВ и, как следствие — разновременной генерации УВ нефтегазоматеринскими породами.

Девонские отложения Припятского прогиба осложнены двумя соленосными толщами, по отношению к которым выделяются подсолевой терригенный и карбонатный, межсолевой и надсолевой комплексы.

В пределах Припятского НГБ выявлены нефтяные, газоконденсатные месторождения, приурочен-

ные к протерозойским и девонским отложениям. Наибольшее число залежей установлено в отложениях карбонатного подсолевого комплекса. Межсолевой комплекс является перспективным. Соленосные толщи обладают хорошими экранирующими свойствами, однако существенную роль в формировании ловушек играют дизъюнктивные нарушения и стратиграфические несогласия [3].

Результаты лабораторных исследований керна

Целью данной статьи является характеристика нефтегазогенерационного потенциала и нефте-насыщенности отложений межсолевого комплекса, представленного петриковско-елецкими отложениями фаменского яруса верхнего девона. Материалы, представленные в данной статье, включают результаты исследования кернового материала трех скважин, пробуренных в пределах нефтяного месторождения, которое расположено в северной прибортовой зоне Припятского прогиба. Две из них (скважины 1, 2) находятся в северной части месторождения, а третья (скв. 3) пробурена южнее, в наиболее погруженной его области (амплитуда опускания достигает около 1300 м).

Лабораторные исследования включали пиролитический анализ до и после экстракции (400 образцов), хромато-масс-спектрометрические (ХМС) исследования хлороформенных экстрактов (17 образцов), петрографическое изучение шлифов (320 образцов), определение минерального состава (270 образцов) и эффективной пористости (159 образцов).

Отложения межсолевого комплекса в разрезах изученных скважин представлены преимущественно известняками, доломитами, карбонатами кремнистыми, глинисто-кремнистыми и мергелями до-ломитистыми. В разрезах изученных скважин часто встречаются сгустковые, сферовые и комковатые образования, характерные для органоводорослевых построек (рис. 2).

Петрографические исследования были проведены на прокрашенных шлифах с использованием поляризационного микроскопа Leica DM 750 P (Leica CameraAG) для изучения минерального состава и пористости. Пустотное пространство представлено межзеренными и внутриформенными порами, горизонтальными и ветвящимися трещинами. В формировании пористости особую роль играют вторич-

Рис. 1. Схема тектонического районирования Припятского НГБ (по [1])

Fig. 1. Tectonic zoning map of the Pripyatsky Petroleum Basin (according to [1])

ные процессы выщелачивания и перекристаллизации карбонатного материала [4]. Нередко отмечается битуминозное вещество внутри выщелоченных радиолярий. В трещинах наблюдаются нитевидные, червеобразные примазки битумов, что является признаком миграционных процессов в отложениях [5]. Эффективная пористость, определенная по методу газоволюметрии на приборе UltraPoroPerm-500 (CoreLab), достигает 11 %.

Минеральный состав определялся методом рентгеновской дифракции на приборе ARL X’TRA (Thermo Fisher Scientific). Преобладающими компонентами пород являются карбонатные минералы, представленные кальцитом и доломитом, однако в разрезе изученных скважин наблюдаются участки, в которых выявлено значительное количество кремнистого вещества, достигающее 43 %. Содержание пирита в исследованных образцах низкое, не превышает 5 %. Фиксируется положительная корреляция между концентрацией ОВ (общего органического углерода — ТОС) и содержанием кремнезема и глинистых минералов. Глинистая фракция пород представлена иллитами, смешанослойными образованиями и каолинитом.

По результатам пиролитического анализа, проведенного на приборе HAWK RW (Wildcat Technologies) по технологии Rock-Eval, изученные разрезы были разделены на пачки. В скв. 1 по комплексу пиролитических параметров выделяются интервалы, обогащенные ОВ, причем хорошо разделяются нефтематеринские прослои ( НМ ) и коллекторские участки с высоким ( ННв ) и относительно низким ( ННн ) нефтенасыщением, а также зоны, где нефтена-сыщение наблюдается в керогенонасыщенных слоях (смешанные — См ) (рис. 3, скв. 1). Для выделения неф-

тенасыщенных интервалов в качестве репера использовался индекс нефтенасыщенности (OSI — oil saturation index), превышающий 100 мг УВ/г ТОС [6].

Нефтематеринские отложения, содержащие автохтонное ОВ, в разрезе скв. 1 выделяются по повышенной концентрации органического углерода ТОС от 1 до 5,4 % (в среднем 2,4 %), параметру S₂ — до 37 мг УВ/г породы, незначительно уменьшающемуся после экстракции, высокому водородному индексу HI, достигающему 570 мг УВ/г ТОС (в среднем 420 мг УВ/г ТОС). Нефтенасыщенные интервалы с низким насыщением (ННн), содержащие в разрезе скв. 1 миграционные УВ, характеризуются повышенными значениями газообразных и легких УВ (S₀+S₁) — до 12,7 мг УВ/г породы. Параметр S₂ (1–26,8 мг УВ/г породы, в среднем 8,3 мг УВ/г породы) после исчерпывающей экстракции уменьшается на 60–90 %, что свидетельствует об аллохтонном характере битумоида [7]. Значения индекса OSI составляют 69–372 мг УВ/г ТОС, индекс продуктивности достигает 0,45. В верхней части изученного разреза скв. 1 отмечен потенциально коллекторский горизонт (ННв). Помимо высоких пиролитических параметров и индексов S₀+S₁ (до 17,5 мг УВ/г породы), PI (до 0,56) и OSI (до 500 мг УВ/г ТОС), он характеризуется высокими значениями эффективной пористости, варьирующими от 5 до 11 %. Кроме того, в скв. 1 отмечаются смешанные интервалы, где в нефтематеринских прослоях, помимо автохтонного ОВ, также присутствуют миграционные УВ. По данным пиролитического анализа, нефтематеринские отложения содержат кероген II и II–III типов, зрелость которого оценивается на уровне начала нефтяного окна ( T max — в среднем 436 °C, отношение пиролизуемого органического углерода к его общему количеству (GOC/TOC) — 42 %) — стадия МК₁ (таблица).

Рис. 2. Доломит кремнистый с водорослевыми текстурами и битуминозными включениями

Fig. 2. Siliceous dolomite with algal textures and bitumenous inclusions

А, В, С — макрофотографии керна; D, E — фотографии шлифов в проходящем свете

А, В, С — core macrophotos; D, E — photos of thin sections in transmitted light

По аналогии со скв. 1, в разрезе скв. 2 можно выделить нефтематеринские отложения и нефтенасыщенные интервалы (см. рис. 3, скв. 2), разделенные породами с очень малым количеством ОВ (ТОС ≤ ≤ 0,5 %, S 2≤ 1 мг УВ/г породы). Параметр S2 в нижнем интервале (НМ) скв. 2 ниже, чем в скв. 1, — варьирует в диапазоне от 4 до 13 мг УВ/г породы, в единичном случае достигая 39 мг УВ/г породы. Концентрация органического углерода в среднем составляет 1–2 %,

средние значения водородного индекса — 360 мг УВ/г ТОС. В верхней части разреза скв. 2 выделяется ННн-интервал (S₀ + S₁ — до 11,4 мг УВ/г породы, OSI — до 370 мг УВ/г ТОС, PI составляет 0,3–0,4). Катагенети-ческая преобразованность ОВ несколько выше, чем в скв. 1, и, хотя оценивается как МК₁ ( T _max — в среднем 435 °C), отношение GOC/TOC в среднем по разрезу нефтематеринских отложений незначительно меньше, чем в скв. 1, и составляет 36 %.

Рис. 3. Пиролитическая характеристика изученных скважин

Fig. 3. Pyrolytic characteristics of studied wells

TOC

0 100 200 300 400 500 600 0 200 400 600 8001000 420 430 440 450 460

xx10

xx20

xx30

OSI, мг УВ/г ТОС

S 0 +S 1 , мг УВ/г породы

8  12 16 20

HI, мг УВ/г ТОС

S 2 , мг УВ/г породы

10  20  30

T °C max ,

xx40

xx50

xx20

xx30

xx40

xx32

xx36

xx40

xx44

i   ² Ш 3 Q 4 Q s q ₆ □/

xx60

xx70

xx80

xx90

xx00

xx10

xx50

xx60

xx70

xx24

xx28

См

ННн

ННв

ННн

НМ

См

НМ

Смзр

НМзр

Значения пиролитических параметров ( 1 , 2 ): 1 — до экстракции, 2 — после экстракции; 3 — точки отбора образцов для хромато-масс-спектрометрических исследований; интервалы, выделенные по результатам интерпретации ( 4 – 7 ): 4 — нефтематеринские (НМ), 5 — с низким нефтенасыщением (ННн), 6 — с высоким нефтенасыщением (ННв), 7 — смешанные (См).

Пиролитические параметры: S₀+S₁ — содержание свободных УВ, S₂ — остаточный генерационный потенциал, TOC — общее содержание органического углерода, OSI — индекс нефтенасыщенности, HI — водородный индекс, T _max — температура выхода максимума пика S₂

Values of pyrolysis parameters ( 1 , 2 ): 1 — before extraction, 2 — after extraction; 3 — sampling points for chromatography-mass spectrometry; intervals selected on the results of interpretation ( 4 – 7 ): 4 — source interval (НМ), 5 — having low oil saturation (ННн), 6 — having high oil saturation (ННв), 7 — mixed (См).

Pyrolysis parameters: S₀+S₁ — free HC content, S₂ — residual generation potential, TOC — total organic carbon content, OSI — oil saturation index, HI — hydrogen index, T _max — exhaust temperature of S₂ peak maximum

Таблица. Сводные результаты пиролитического анализа изученных пород Table. Summary table of pyrolysis analysis results for the studied rocks

Интервал	S 0 +S 1 , мг УВ/г породы	S2, мг УВ/г породы	т °C max ,	TOC, % масс.	HI, мг УВ/г ТОС	PI	OSI, мг УВ/г ТОС
НМ	1–3,4	0,2–39	431–439	1–5,4	205–573	0,04–0,21	11–106
	0,9	2,9	436	2,4	420	0,1	39
ННн	0,1–12,7	0,1–26,8	430–436	0,3–4,5	86–566	0,1–0,45	69–372
	4,2	8,3	434	1,6	390	0,3	189
ННв	2–17,5	0,3–28,3	430–437	0,4–5	47–409	0,2–0,56	85–503
	7	9,8	433	2,2	390	0,37	250
См	0,1–10,1	0,3–29	430–440	0,5–4,8	190–472	0,1–0,4	20–245
	3,5	10,1	434	2,1	435	0,2	146
НМ зр	0,4–1,8	0,5–4,1	444–449	0,5–2	107–206	0,25–0,4	67–107
	1,3	2,4	446	1,6	167	0,34	85
См зр	0,4–4,5	0,6–16,2	442–449	0,5–3,4	110–305	0,2–0,47	113–458
	2,3	4,5	446	1,7	203	0,33	110

Рис. 4. Модифицированная диаграмма Ван Кревелена для образцов нефтематеринских и смешанных отложений, показывающая тип керогена и различие степени его зрелости в изученных скважинах

Fig. 4. Modified Van Krevelen diagram for samples of source rocks and mixed deposits showing kerogen type and difference in its maturation in the studied wells

Петриковско-елецкие отложения в скв. 3 расположены гипсометрически ниже на 1300 м, что отражается и в пиролитических показателях зрелости — повышении значений параметров T _max и PI и снижении значений параметров HI и GOC/TOC.

В разрезе скв. 3 можно выделить два интервала — нефтематеринских зрелых отложений — в нижней части и смешанных зрелых пород с паравтохтон-ным насыщением — в верхней (см. рис. 3, скв. 3). Преобразованность ОВ отвечает стадии катагенеза МК_2-3 ( T max — в среднем 446 °C, GOC/TOC составляет 25 %, PI — в среднем 0,34, значения HI снижаются до 107 мг УВ/г ТОС). Средние значения ТОС и S₂ — 1,6 % и 2,4 мг УВ/г породы соответственно, что характеризует остаточный генерационный потенциал пород (см. таблицу).

Различие в зрелости ОВ изученных отложений хорошо прослеживается на модифицированной диаграмме Ван Кревелена, где представлены только нефтематеринские и смешанные отложения (рис. 4). Петриковско-елецкие отложения межсолевого комплекса на исследуемой территории содержат ОВ морского генезиса (II тип керогена) с примесью II–III типа.

По данным пиролитического анализа отмечается неравномерное распределение ОВ как по латера-ли, так и по разрезу, что может свидетельствовать о значительной неоднородности петриковско-елецких отложений межсолевого комплекса на исследуемой территории. Различия на минеральном уровне являются достаточно существенными, в скв. 1 преобладают карбонатные отложения (СаСО3 от 47 до 98 %), в скв. 2 появляются существенно глинистые прослои с пониженным содержанием карбонатов — до 13 %, а в скв. 3 вскрыты известково-доломитистые кремнистые породы (содержание карбонатов варьирует от 4 до 89 %).

Для уточнения информации о фациальных условиях осадконакопления, типе и зрелости ОВ было проведено исследование состава хлороформенных битумоидов, экстрагированных из нефтематеринских, нефтенасыщенных и смешанных интервалов всех трех скважин. Экстракты были проанализиро- ваны с помощью газового хроматографа Trace 1310 с трехквадрупольным масс-спектрометрическим детектором TSQ 8000 EVO (Thermo Fisher).

По результатам экстракции породы содержат достаточно высокие концентрации хлороформенного битумоида. Самые низкие значения битумоидного коэффициента βХБ составляют 9,3–23 % для скв. 2 и интервалов нефтематеринских пород из скв. 1. Более высокие значения наблюдаются в скв. 3 — 27–38 % и в нефтенасыщенных интервалах скв. 1 — 42–63 % в соответствии с выделением нефтенасыщенных горизонтов по данным пиролиза.

Все полученные масс-хроматограммы характеризуются одно- и бимодальным молекулярно-массовым распределением n -алканов (C₁₁–C₃₄) с максимумами в низко- (С₁₅–С₁₇) и среднемолекулярной (С₂₂–С₂₄) областях (рис. 5). Элюируется значительное количество ациклических изопреноидов, среди которых существенно преобладает фитан (отношение Pr/Ph изменяется от 0,5 до 0,77), что свидетельствует о накоплении исходного ОВ в морских восстановительных условиях [8]. Отношения нормальных алканов к ациклическим изопреноидам варьируют в широких пределах — 0,87–2,26 и 1,72–5,58 для Pr/ n -C₁₇ и Ph/ n -C₁₈ соответственно, отражая, по-видимому, разный состав исходного ОВ и степень его преобразованности. Наблюдается большое количество тетра-и пентациклических нафтенов (стеранов и гопанов), достаточно интенсивно выделяющихся на фоне n -алканов в высокотемпературной зоне масс-хроматограмм (см. рис. 5). Во всех исследованных образцах отмечен гаммацеран, являющийся признаком повышенной солености в бассейне седиментации [9].

На рис. 5 приведены типичные масс-хроматограммы для групп нефтематеринских, нефтенасыщенных и смешанных пород, выделенных по результатам пиролиза слабопреобразованных и зрелых отложений. Хлороформенный битумоид из нефтематеринских отложений скважин 1, 2 характеризуется схожим молекулярным составом (см. рис. 5, НМ скв. 2). Особенностью распределения алканов в нефмематеринских отложениях данных скважин является доминирование нечетных гомологов С₁₅ и С₁₇ с резким преобладанием изопреноидов и фитана среди них. Отношение Pr/Ph равно 0,6, K_i составляет в среднем 2,6. Низкие значения отношения диастера-нов к регулярным стеранам (от 0,2 до 0,45), повышенные содержания гомогопанов, большое количество гаммацерана (до 1,24 G/H₃₀), преобладание фитана в изопреноидах свидетельствуют о развитии морских преимущественно карбонатных фаций (преобладание остатков фитопланктона и продуктов жизнедеятельности бактерий) в солоноводном бассейне седиментации [9–14].

В скв. 1 нефтенасыщение в разрезе подчеркивается ростом содержания низко- и среднемолеку- лярных УВ на фоне снижения концентраций высокомолекулярных n-алканов (см. рис. 5, ННн скв. 1). Уменьшается количество сернистых соединений (DBT/Phen = 0,6 относительно 1,2 в НМ), в распределении стеранов несколько возрастает доля гомологов С29 (отношение 29/27St = 0,96 против 0,76 для НМ), наблюдается изменение соотношения структурных изомеров 22,29,30-трисноргопанов (среднее Ts/Tm = = 0,4 против 0,8 для НМ), среднее значение гаммаце-ранового индекса составляет 0,43, что в совокупности характеризует исходное ОВ как вещество преимущественно карбонатных глубоководно-морских фаций [14], образовавшееся при карбонатном осадконакоплении в соленом море [9, 14].

Масс-хроматограмма образца битумоида по полному ионному току и молекулярно-массовое распределение алканов образца из смешанного интервала скв. 1 (см. рис. 5, скв. 1) имеют бимодальное распределение n -алканов с максимумами на С₁₇ и С₂₄. Фитан преобладает над пристаном (0,64), K_i = 1,77. Отношение DBT/Phen около 1 является средним значением между нефтематеринскими и нефтенасыщенными образцами, метилдибензотиофеновый индекс 4МД-БТ/1МДБТ, равный 0,82, также представляет собой среднее между 0,55 в экстрактах нефтематеринских отложений и 1,1 — в коллекторском горизонте.

Максимум в распределении n -алканов в экстрактах из отложений скв. 3 расположен в среднемолекулярной области (см. рис. 5, НМ_зр и См_зр). Отношение изопреноидов пристана и фитана несколько выше относительно значений для образцов скважин 1, 2, что свидетельствует о смещении условий осадконакопления в область менее восстановительных.

Корреляция значений молекулярных соотношений стеранов (Dia/Reg), характеризующих преимущественную генерацию ОВ пород в карбонатных либо глинистых отложениях, и изомеров 22,29,30-три-сноргопанов (Ts/Tm) для всех образцов исследованных скважин (рис. 6) показывает их дифференциацию: низкие значения для скважин 1, 2 характерны для УВ, имеющих генетическое сродство с материнскими породами карбонатных формаций [11, 16]; для битумоидов скв. 3 значения Dia/Reg и Ts/Tm существенно более высокие, что свидетельствует об их генетической связи преимущественно с глинистыми материнскими формациями [11, 14, 15].

Фациальные условия накопления отложений исследованных скважин представлены на диаграмме Кеннона – Кессоу (рис. 7), где обособляются три области, соответствующие образцам из разных скважин. Органическое вещество отложений из разрезов скважин 1, 2 накапливалось в глубоководно-морских сильновосстановительных обстановках, в отличие от ОВ скв. 3, точки для которого на диаграмме сдвинуты в зону мелководно-морских условий, т. е. в менее восстановительную обстановку.

Рис. 5. Типовые масс-хроматограммы по полному ионному току (А–Е) и молекулярно-массовое распределение n -алканов С₁₁–С₃₆ в битумоидах из различных интервалов скважин петриковско-елецких отложений межсолевого комплекса Припятского НГБ, выделенных по результатам пиролитического исследования (F–N)

Fig. 5. Typical total ion mass-chromatograms (А–Е) and molecular mass distribution of n-alkanes С₁₁–С₃₆ in bitumoids taken from different well intervals within the Petrikovsky-Yeletsky deposits of the between-the-salt series of the Pripyatsky Petroleum Basin, which are selected on the results of the pyrolysis experiments (F–N)

F

10    15    20    25    30    35    40   45    50    55    60    65   70    75

Время удержания, мин

A, F — скв. 2, НМ; B, G — скв. 1, ННн; C, H — скв. 1, См; D, I — скв. 3, НМзр; E, J — скв. 3, Смзр

A, F — well 2, НМ; B, G — well 1, ННн; C, H — well 1, См; D, I — well 3, НМзр; E, J — well 3, Смзр

Рис. 6. Дифференциация битумоидов петриковско-елецких отложений межсолевого комплекса Припятского НГБ по стерановым и гопановым параметрам, характеризующим литологические условия накопления ОВ и степень его катагенеза [15, 16]

Fig. 6. Differentiation of bitumoids of the Petrikovsky-Yeletsky deposits of the between-the-salt series, the Pripyatsky Petroleum Basin, according to sterane and hopane parameters indicative of lithological settings of OM accumulation, and degree of catagenesis [15, 16]

Dia/Reg C -стераны Глинистость, катагенез нефтематеринских пород

Усл. обозначения см. на рис. 4

For Legend see Fig. 4

Рис. 7. Дифференциация экстрактов из пород петриковско-елецких отложений межсолевого комплекса Припятского НГБ по параметрам Pr/ n -C₁₇ и Ph/ n -C₁₈, отражающим тип ОВ, фациальные условия его накопления и степень катагенеза (диаграмма Кеннона – Кессоу)

Fig. 7. Differentiation of extracts from the Petrikovsky-Yeletsky rocks of the between-the-salt series,the Pripyatsky Petroleum Basin according to Pr/ n -C₁₇ and Ph/ n -C₁₈ parameters indicative of OM type, facies settings of its accumulation, and degree of catagenesis (the Connan – Cassou diagram)

Наглядное представление о различии степени преобразованности ОВ изученных образцов всех трех скважин демонстрируют корреляционные зависимости широко используемых стерановых и гопановых параметров термической зрелости (рис. 8). Сравнительная интерпретация степени зрелости ОВ пород исследованных скважин с использованием диаграммы Кеннона – Кессоу (см. рис. 7) и корреляционных диаграмм стерановых и гопановых УВ (см. рис. 8) одинаково характеризует низкий уровень катагенеза ОВ пород скв. 2, но в то же время показывает противоречие для ОВ пород скважин 1, 3. Вероятно, в данном случае это объясняется некорректностью сравнения степени зрелости на диаграмме Кеннона – Кессоу для пород скважин 1, 2, отличающихся по минеральному составу (доле карбонатного/глини-стого материала) от пород скв. 3 (см. рис. 6). Численные значения отношений изопреноидов пристана и фитана к нормальным алканам ( K_i = 1,56) в совокупности с косвенными биомаркерными параметрами зрелости, такими как отношение гопанов Ts/Tm (1,8), диастерановый индекс (2,4), подтверждают более зрелое ОВ в скв. 3 относительно нефтематеринских прослоев скважин 1 и 2.

Анализируя данные катагенетической преобразованности ОВ петриковско-елецких отложений в изучаемых скважинах, можно сделать вывод, что ОВ из скважин 1, 2 находится на начальной стадии неф-тегенерации и, следовательно, не могло принимать значительного участия в образовании повышенной нефтенасыщенности пород из этих скважин. Можно

Рис. 8. Корреляция стерановых (А) и гопановых (В) параметров термической зрелости битумоидов петриковско-елецких отложений межсолевого комплекса Припятского НГБ с градацией зон (по [14, 16–18])

Fig. 8. Correlation of sterane (А) and hopane (В) parameters of bitumoids’ thermal maturity in the Petrikovsky-Yeletsky deposits of the between-the-salt series, the Pripyatsky Petroleum Basin, with zones gradation (according to [14, 16–18])

предположить, что битумоид из нефтенасыщенных интервалов и интервала коллектора скважин 1, 2 был сгенерирован ОВ из скв. 3 или аналогичным ему.

Выводы

Таким образом, при комплексной интерпретации данных пиролиза Rock-Eval до и после экстракции и молекулярных исследований экстрактов можно сделать вывод о морском происхождении исходного ОВ изученных скважин и высоком нефтегенерационном потенциале керогена петри-ковско-елецких отложений Припятского прогиба. В случае скважин 1, 2 сингенетичное ОВ находится на начальных стадиях главной зоны нефтегене-рации (МК1), в скв. 3 вещество более зрелое (МК2–3).

Согласно литологическим (вариации содержания карбонатного, кремнистого и глинистого материала в породах) и геохимическим характеристикам ОВ (II и II–III типы керогена), отложения на изучаемой территории характеризуются высокой фациальной изменчивостью, что позволяет идентифицировать миграционный битумоид по его отличающимся молекулярным характеристикам и степени термической преобразованности. Отложения из скважин 1, 2, несмотря на приблизительно одинаковую глубину погружения и схожие параметры сингенетичного вещества, содержат различное количество миграционного битумоида, прежде всего вследствие различных фильтрационно-емкостных характеристик пород осадочного разреза.