Онтогенез углеводородов юга Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции

Современный характер нефтегазоносности и распределения залежей сформировался за счет длительных процессов онтогенеза углеводородов (УВ) в различных нефтегазоматеринских породах (НГМП), миграции флюидов и переформирования залежей на заключительных этапах геологического развития Тимано-Печорского бассейна. Изучение характера онтогенеза УВ необходимо как для выявления особенностей формирования нефтегазовых залежей, так и для оценки перспектив их дальнейших поисков.

Вопросы геохимических исследований осадочных толщ и углеводородных флюидов, формирования месторождений нефти и газа неоднократно рассматривались в работах Л. А. Анищенко, Л. З. Аминова, Т. К. Баженовой, И. С. Гольдберга,

В. А. Горбань, С. А. Данилевского, А. Я. Кремса, С. Г. Неручева, В. Ф. Удот и др. Анализ ранее опубликованных [1—4] и новых данных с учетом особенностей палеотерми-ческого развития региона позволил подтвердить разноэтапное формирование УВ и определить смешанный характер углеводородных систем (УВС) южных территорий Тимано-Печорской провинции.

Нефтегазоматеринские породы и катагенез органического вещества

Фациальные условия осадконакопления предопределили формирование НГМП с различными геохимическими характеристиками (табл. 1).

Ордовикские и силурийские отложения характеризуются раз- витием в них бедных НГМП с содержанием Сорг менее 0.5% и низким генерационным потенциалом. Среднедевонские отложения содержат сапропелево-гумусовое органическое вещество (ОВ) с большой долей окисленного компонента и обладают низким и средним генерационным потенциалом. Богатые и очень богатые НГМП выделяются только среди франских отложений. На франское время приходится формирование доманиковых и доманико-идных толщ, которые связаны с де-прессионными фациями осадконакопления.

Реализация углеводородного потенциала НГМП под действием катагенеза происходила неодинаково как по интенсивности, так и по времени. На основе модельных реконструкций палеопогружений и па-

Т а б л и ц а 1

Характеристика нефтегазоматеринских пород

Нефтеãазо-материнсêие породы	C орã , %	Водородный индеêс (HI), кгУВ	Реализованный потенциал, кгУВ	Тип ОВ	Êласс НÃМП
		тС орг	тОВ
D 2	0.2 - 2.1	90 - 190	0.2 - 7	III, II	бедные, средние
	0.4	80	5
D3tm-sr	0.3 - 5	100 - 350	0.7 - 12	II > III	средние, редêо боãатые
	0.85	150	8
D3dm	0.7 - 25	150 - 700	2 - 20	II > I	боãатые, аномально боãатые
	6	200	15
D 3 f 3 -C 1 t	0.1 - 3	120 - 300	1 - 15	II > I	средние, боãатые
	0.7	120	10

Примечание. В числителе — интервал значений, в знаменателе — среднее значение.

3егенец-35ч • (0,63)

Рис. 1. Карта катагенеза органического вещества пород по подошве верхнего девона: I — границы тектонических элементов; II — нумерация тектонических элементов: 1 — Ухта-Ижемский вал, 2 — Омра-Сойвинская ступень, 3 — Джебольская моноклиналь, 4 — Тэбукская ступень, 5 — Мичаю-Пашнинский вал, 6 — Лемьюская ступень, 7 — Нерицкая ступень; III — скважина (в скобках значение R _o )

леопрогрева осадочных толщ, про-веденых на основании данных о величине отражательной способности витринита (ОСВ, Ro), построены уточненные карты катагенеза ОВ и начала нефтегенерации для основных НГМП. На представленной карте катагенеза ОВ по подошве верхнедевонских отложений (рис. 1) в центральной части Ухта-Ижемского вала выделяется зона незрелого ОВ (ПК3), резко ограниченная на севере и юге зоной начального мезокатагенеза (МК1). Последовательное нарастание катагенеза до стадий МК3— МК4 происходит от Тимана в сторону Предуральского прогиба. На Седьвожской площади последовательность осложняется распространением в поле стадий МК2—МК3 более прогретого участка (Ro=1.1— 1.4 %), что может свидетельствовать об изменении теплового потока и неодинаковом палеотермическом градиенте в пределах Ижма-Печорской синеклизы. Катагенез нижележащих отложений сохраняет отмеченные особенности, увеличиваясь до стадий МК4—МК5 в ордовикских и силурийских породах.

Время проявления начала главной фазы нефтегенерации (ГФН) по моделям погружения и палеопрогрева определяется для палеозойских нефтематеринских толщ в основном периодом от позднего девона до поздней перми [2]. Наиболее раннее (S2) проявление ГФН отмечается локально в ордовикских толщах на Западно-Тэбукской площади. Ранний карбон явился рубежом повсеместного проявления нефте-генерации в нижнепалеозойских (O–S) толщах. Девонские отложения и заключенные в них основные НГМП вошли в палеотермиче-скую зону нефтегенерации в позд-некаменноугольно-пермское время (рис. 2).

Таким образом, на большей части исследуемой территории основные девонские НГМП находятся в зоне нефтегенерации. Зона генерации жирных газоконденсатных газов и не-фтеконденсатов формируется только на юго-востоке Ижма-Печорской синеклизы и в Верхнепечорской впадине.

Углеводородные системы

Особенности распределения в осадочном разрезе нефтематеринских толщ, количества и типа ОВ,

Рис. 2. Карта времени вхождения девонских толщ в главную фазу генерации нефти

палеотемпературных условий и гео-динамического режима определили специфичную фазовую зональность УВ. Выделяются зоны нефтенако-пления, нефтегазонакопления, газо-конденсато- и газонакопления. Им свойственны определенные геохимические и физико-химические параметры, отражающие степень зрелости УВС и соотношение в них газовой и жидкой фаз (табл. 2, рис. 3).

Ухта-Ижемский вал является зоной распространения преимущественно тяжелых нефтей арома-тико-нафтенового основания. На месторождениях Ухтинской складки в верхних пластах наряду с тяжелыми содержатся средние нефти ароматико-нафтено-метано-вого состава. Омра-Сойвинская ступень — зона смешанного накопления средних, легких и очень легких нефтей. Севернее, в районе Тэбукской ступени, развиты средние нефти ароматико-нафтено-ме-танового основания. Оценка степени преобразованности нефтяных систем, проведенная по соотношению компонентов и индивидуальным соединениям бензиновых и полициклических УВ, свидетельствует об ассоциации нефтей различной степени зрелости (табл. 3). Тяжелые гипергенно измененные нефти встречены на месторождениях Ухта-Ижемского вала. Западная часть Омра-Сойвинской ступени и Тэбукская ступень являются областью распространения нефтей главной фазы нефтегенерации. Джебольская моноклиналь и восток Омра-Сойвинской ступени — зона развития преобразованных нефтей конечной фазы нефтегенерации и конденсатообразования.

В качестве реперов зрелости газовых систем использовались величины изотопного состава углерода метана ( δ ¹³С_СН4) и распределение гомологов метана. Эти показатели отражают генетическую принадлежность и катагенетическую зональность образования газов [1, 5, 6]. Выделяются три типа свободных газов (табл. 4, рис. 4), генерация которых проходила в различных термических зонах. Первый тип газов формировался в условиях низких температур в переходной зоне протокатагенеза — начала мезокатагенеза (ПК₃—МК₁). Это практические «сухие» газы с малым содержанием гомологов метана, представленных в основном этаном и легким изотопом углерода метана. Второй тип характеризуется увеличением коэффициента жирности газа (в растворенных газах до 20—60), доминантностью

Т а б л и ц а 2

Характеристика углеводородных систем

Тип УВС		Плотность, г/см 3	Выход фракций, %		Компоненты			Газ, %	Тип газа
			до 200°	до 300°	Парафины	Смолы, асфальтены	Сера
									свободный	растворенный
О е и	тяжелые	>0.900	До 10	30-40	<1	20-40	1-2	<2	—	CH 4
	утяжеленные	0.870-0.901	<15	35-45	0.5-2	<25	0.7-1.5	<10	—	CH 4
	средние	0.850-0.870	<25	40-50	2-5	15-20	0.5-0.7	<20	—	CH 4 -C6H 14
	легкие	0.850-0.830	<25	45-53	4-8	<10	0.5-0.3	20-25	—	СН 4-ОД4
	очень легкие	<0.830	20-30	<55	0.5-3	7	0.3	25-40	—	CH 4 -C6H 14
Газоконденсатные		<0.761	95-97	<5	следы	следы	—	90-95	CH 4 , C 2 H 6 , C 3 H 8	—
Газовые		<0.600	-	—	—	—	—	100	CH 4 , C 2 H	—

Нижнечутинск^

'Западно;

^Береговое

1регсксу

(Ням еды

(Кодамское^

^рЗДИ!

Покчйнскре'

•Нибельское

' Нижнеомринское:'

Войвожско(

(Динь'ельское

1Тррицко;Печорское)

Чернореченское]

Ягтыдинское

Зеленецкое

•ч^Прилукское*

Южно-Джебольское

[Верхней ^ Гомринское*

Северо- ( 'Савиноборское

Западно-Изкрсь-горинское^

Северо-Мылвинское

\ ^ушкоджскоеу J Северо^едъельско^^Ь^^ \^^ X Уедъельско^

X ^Сосновскоё¹ ^жъ'ерское^Т^г

^Георгиевское Чу Д

* ЖЗВорточно,-^аво^коэ~а|иноб6р$кое

X ^РаСЫОСКОС -^|урч<япмнив^ме^-х     л

Западгю-Тэ^укское^ ’^Б^ьшег™о^к^И|1обсрсга^ ^

I X          \ХБо р.о soeflyS^z Г Х^ /51 ^л

/Востсуно^ /^Пальюское^ ДжебольскоеТ^у!

) ^Крохальско^00^!^'

A ^Кр^альсго^)

Верхнечутинско^ ибыдское^^

ЖВанбюское X Вельк Нижнеодесское Тэбукское^

Юрвож-[Большелягское

Рис. 3. Распределение углеводородных систем:

1—4 — месторождения: 1 — газовые, 2 — нефтяные, 3 — смешанные, 4 — газоконденсатные;

5—7 — нефтяные УВС: 5 — тяжелые и утяжеленные, 6 — средние, 7 — легкие и очень легкие;

8 — газовые УВС; 9 — газоконденсатные УВС

пропана и величиной δ ¹³С_СН4 –44… –48 ‰, соответствующей главной фазе нефтегенерации. Третий тип газа отличается снижением жирности до 6, увеличением этана и резким утяжелением изотопного состава углерода метана до –40…–44 ‰. Углеводородная и изотопная характеристики соответствуют УВС зоны конденсатообразования.

Приведенные данные свидетельствуют о смешанном характере УВ на месторождениях, где ассоциируют нефти и газы различной катаге-нетической зрелости. Например, на Войвожском месторождении в нижнем III пласте (D₂ef) залегают тяжелые нефти и «сухие» изотопно легкие газы, а в верхних пластах (D₃f₁) средние метанового основания нефти ассоциируют с этано-метано-выми газами изотопно более тяжелыми. На Ухта-Ижемском валу наблюдается нахождение тяжелых и средних нефтей совместно с метановыми изотопно-легкими газами. На Омра-Сойвинской ступени средние и легкие малосернистые нефти ассоциируют с метано-этано-пропа-новым газом и более тяжелым изотопным составом δ ¹³С СН ₄ (–44… –45 ‰). Джебольская моноклиналь и восточная часть Омра-Сойвинской ступени являются областью развития изотопно-тяжелых газов совместно с легкими и очень легкими предельно газонасыщенными нефтями и газоконденсатами. В Ижма-Печорской синеклизе распространены преимущественно нефтяные систе-

Т а б л и ц а 3

Отношение компонентов и индивидуальных соединений в бензиновых фракциях нефтяных систем

Степень преобразованности		ЦП/МЦП			n-алканы/ i-алканы	Месторождения (пласт)
Гипергенноизмененные		0.3-0.4			0.3-0.5	Ярегское (III), Зап.-Изкосьгоринское (III), Войвожское (III)
Главная фаза нефтегенерации		0.5-0.8			0.7-0.9	Ярегское (А), Войвожское, (Iг), Нибельское, Джьерское, Зап.-Тэбукское, Нижнечутинское
Конечная зона нефтегенерации и конденсатообразования Распределение гомологов м		0.9-1.4 етана и величины			1.0-1.4 часто >1.2 изотопного сост	Нижне- и Верхнеомринское, Джебольское, Прилукское Т а б л и ц а 4 ава углерода метана ( δ 13 С СН4 ) газовых систем
Тип газа	К ж		С2Н6/ ед	С2Н б / УС7Н б +^до С б			б ‘ 3 СС н4 , ^	Месторождения (пласт)
Метановый-низкоэтановый Изотопно -легкий	<2		>4	>0.8			-50ч-56	Ярегское, Крохальское, Зап.-Изкосьгоринское (III), Войвожское (III), Нямедьское
Метановый-этано-пропановый Изотопно-утяжеленный	7-9		0.7	0.5-0.65			-44ч-48	Войвожское, (Ir), Нибельское (Ib), Нижнеомринское (Ib), Зап.-Тэбукское, Джьерское
Метано -этановый Изотопно-тяжелый 6	6		>2.5	0.7			-40ч-44	Нижнеомринское (III), Верхнеомринское (Ia, I6)

Рис. 4. Изменение величины δ ¹³C метана (А) и жирности газа (Б) с увеличением катагенеза ОВ в девонских терригенных породах

мы с единственной залежью газоконденсата в III пласте (D₂ef) на Пашнинском месторождении с метаном изотопно-тяжелого состава ( δ ¹³С СН ₄ –42 ‰).

Соответствие УВ флюидов нефтематеринским породам по степени катагенетической зрелости четко наблюдается в районе Тэбукской ступени. На Ухта-Ижемском валу в «малозрелых» породах содержатся высокозрелые УВ стадий МК1— МК2. Район Омра-Сойвинской ступени – зона развития пород, испытавших палеопрогрев на уровне стадий МК1—МК2. Здесь аккумулированы параавтохтонные (возможно, с автохтонными) УВ катаге-нетической зоны МК1—МК2 и аллохтонные УВ зоны МК3—МК4. Миграция и аккумуляция УВ проходила в несколько этапов. В раннепермский этап миграция УВ главной фазы нефти осуществлялась с юга Ижма-Печорской синеклизы и востока Омра-Сойвинской ступени. Раннекаменноугольный период способствовал миграции и аккумуляции катагенно-преобразованных нефтей и газоконденсатов терригенного девона из Предуральского краевого прогиба.

Заключение

Изучение группового и компонентного состава УВ позволяет говорить о неоднородности флюидов и разноэтапном поступлении нефти и газа. Формирование залежей нефти и газа происходило многоэтапно за счет латеральной и вертикальной миграции УВ как из собственных очагов (район Омра-Сойвинской ступени), так и дальней миграции с юга Ижма-Печорской синеклизы и Верхнепечорской впадины. Это обусловило образование смешанных

УВС различного фазового состояния и катагенетической зрелости УВ флюидов в залежах.

Работа выполнена при финансовой поддержке программ фундаментальных исследований УрО РАН (проекты № 12-П-5-1027 и № 12-У-5-1018).