Бесплатный автореферат и диссертация по геологии на тему

Геохимические предпосылки нефтегазоносности отложений верхнего докембрия Московского авлакогена

ВАК РФ 04.00.17, Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Геохимические предпосылки нефтегазоносности отложений верхнего докембрия Московского авлакогена"

МОСКОВСКИЙ ОРДЕНА ЛЕНИНА. ОРДЕНА ОКТЯБРЬСКОЙ

РЕВОЛЮЦИИ И ОРДЕНА КРАСНОГО ЗНАМЕНИ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ им.М.В.ЛОМОНОСОВА

Геологический1 факультет Кафедра геологии и геохимии горючих ископаемых

На правах рукописи

НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ОТЛОЖЕНИЙ ВЕРХНЕГО ДОКЕМБРИЯ МОСКОВСКОГО АВЛАКОГЕНА

Специальность 04. 00. 17 - Геология, поиски и разведка нефтяных

и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

Москва - 1996

т

Работа выполнена на кафедре геологии и геохимиии горючих ископаемых геологического факультета Московского государственного университета им. М.В.Ломоносова.

Научные руководители: доктор геолого-минералогических наук,

профессор Б.А.Соколов

доктор геолого-минералогических наук, профессор О.К.Баженова

Официальные оппоненты: доктор геолого-минералогических наук,

профессор И.Е.Постникова

доктор геолого-минералогических наук

С.А.Сидоренко

Ведущее предприятие: Государственная Академия нефти и газа

им. И.М. Губкина (ГАНГ)

Защита диссертации состоится 24 мая 1996 года в 14 час. 30 мин. на заседании специализированного совета Д 053. 05.64 по геологии, поискам и разведке нефтяных и газовых месторождений, месторождений твердых горючих ископаемых и литологии при Московском государственном университете им. М.ВЛомоносова по адресу: 119899, ГСП, Москва, В-234, Ленинские горы, МГУ. геологический факультет, ауд. .

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке геологического факультета МГУ, зона А, 6 этаж.

Автореферат разослан 22 апреля 1996 года

Ученый секретарь диссертационного совета, кандидат геолого-минералошческих наук

Н.В.Пронина

-> J

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. Поиски нефти остаются приоритетными, особенно в иромыпшенно развитых районах. Сокращение открытий срунных месторождений нефти и таза, уменьшение темпов прироста ¡апасов нефти и газа, современное экономическое положение России юзволили по-другому взглянуть на перспективы нефтегазоносное™ многих регионов России. Они связаны с открытием небольших, но рентабельных месторождений. Дальнейший прирост запасов нефти и аза в пределах западной части России можно ожидать за счет древних лубокопогруженных отложений, известных в пределах западной части Московской синеклизы, в состав которой входит Московский шлакоген.

В настоящее время появилось большое число данных, :видетельствуюпщх о нефтеносности верхнедокембрийских отложений ( пределах Русской плиты. В Восточной Сибири в древних иложениях открыто большое количество промышленных залежей .глеводородов. Такие признаки, как повышенная битуминозность. тличие коллекторов, флюидоупоров и различных типов ловушек уже гзвестны в пределах Московской синеклизы. Перечисленные критерии фисущн рифейским и вендским отложениям Московского авлакогена. 5 связи с этим изучение данных отложений представляет несомненный штерес.

Цель работы. Изучение особенностей геологического строения ¡ерхнедокембрийских отложений Московского авлакогена, 1ефтематеринского потенциала данных отложений и обоснование юзможной нефтегазоносное™ по критериям генерации.

Основные задачи исследования:

- провести исследование органического вещества рифейских и юндскнх отложений современными методами органической геохимии. 1ключая газожидкостную. хроматографию и :роматомасспектрометрию;

- установление условий формирования нефтенроизводящих рифей-(ендских отложений и их связь с историей развития региона;

- оценка нефтематеринского потенциала пород с использованием юмплекса геохимических методов;

- расчет масштаба нефтеобразования.

Научная новизна работы.

- впервые с использованием нового фактического материала проанализированы условия осадконакопления, определено наличие в разрезах нефтепроизводящих свит, коллекторов и флюидоупоров;

- Проведено комплексное изучение'нефтематеринских отложений с привлечением современных геохимических методов;

- проведена оценка нефтематеринского потенциала рифей-вендских отложений с использованием геохимических данных;

результаты исследований позволили оценить масштаб нефтеобразования и рассматривать рифей-вендские отложения как потенциально нефтематеринские.

Практическая значимость. Заключается в расширении диапазона отложений перспективных для поисков углеводородного сырья в разрезах различных нефтегазоносных бассейнов, в строении которых принимают участие верхнедокембрийские отложения. Результаты геохимических исследований использованы в отчетах кафедры геологии и геохимии горючих ископаемых МГУ (1993 - 1995 гг).

Апробация работы. Результаты исследований по теме докладывались на конференциях молодых ученых ( МГУ, 1993, 1994. 1995 гг). Основные положения работы отражены в 3 статьях.

Фактический материал. В основу диссертации положены экспериментальные и теоретические исследования, выполненные в период с 1992 по 1996 годы. Изучено около 20 опорных скважин на исследуемой площади и сопредельных территориях. Обработан аналитический и текстовый материал. Материалом для исследования послужили коллекции, отобранные из 8 основных опорных скважин из различных структурно-фациальных зон. Для решения поставленных задач был выполнен объем аналитических исследований, включающих определения: содержание органического углерода - 163 определения, содержание хлороформенного битумоида (ХБ(А)) - 163 определения, спирто-бензольного битумоида (СБА) - 67 определений, холодная и горячая экстракция битумоидов и определение их содержания в породе - 36, газожидкостная хроматография и масс-спектрометрия - всего 32 определения , гшролитические исследования пород модификацией метода Яоск-Еуа1 - 35 определений, для отдельных образцов была определена плотность - всего 22 определения. Аналитические исследования выполнялись в основном на базе лаборатории кафедры геологии и геохимии горючих ископаемых МГУ, ряд лабораторных работ выполнен в лабораториях других научно-исследовательских организаций - ГЕОХИ, ИГРиГИ.

Объем работы. Диссертация состоит из введения,- 5 глав и аключения . Текст изложен на страницах, иллюстрирован

рисунками и таблицами. Библиография содержит

..„наименований.

Благодарности. Автор выражает глубокую благодарность своим тучным руководителям: докторам геолого-минералогических наук, фофессорам Б.Л.Соколову и О.К.Баженовой за помощь, внимание и юддержку.

Автор искренне благодарен профессорам и сотрудникам кафедры еологии и геохимии горючих ископаемых, д.г. -м.н., профессору О.И.Корчагиной, д. г-м.н. Н.А.Касьяновой, к.г-м.н. Н.П.Фадеевой. '.Е.Яковлеву, В.А.Егорову, сотрудникам кафедры В.А.Левченко. '.Ф.Артамоновой, В.В.Чернышеву. В процессе работы автор так же юльзовался результатами исследований А.А.Арефьева и Е.С.Ларской а что им искренне благодарен.

ГЛАВА 1. ИСТОРИЯ ИЗУЧЕНИЯ И ПОИСКОВ НЕФТИ И ГАЗА В ЦЕНТРАЛЬНОЙ ЧАСТИ РУССКОЙ ПЛИТЫ.

Недра Русской плиты привлекали внимание геологов еще со времен Л.В.Ломоносова. Условно историю изучения региона можно разделить [а три этапа: 1 этап изучения - до 1930 года, 2 этап - с 1930 по 1970 и и этап - начиная с 1970 года.

Итогом исследований. произведенных до 1930 года явилось оздание научной базы для проведения нефгепоисковых работ на ледующем этапе изучения. Большой вклад в ее создание внесли юботы Р.И.Мурчисона, О.Вернайля, А.Кайзерлинга, Г. Романовского, V.Струве. Г.Шуравского. Е.М.Люткевич и др.

В послевоенные годы после открытия па востоке Русской ьтатформы нефтяных месторождений Чусовские городки и 1шимбаевское А.П.Розановым, А.Д.Архангельским и И.М.Губкиным ¡ыло сделано предположение о нефтегазоносности Московской инеклнзы. Для решения этого вопроса И.М.Губкиным было |рганизовано Бюро палеозоя, которое занималось бурением груктурно-стратиграфических скважин и магнитометрической ъемкой территории.

В работе В.Г.Васильева. И.В.Высоцкого и др. (1946), был [редложен план поисково-разведочных работ на 1947-52 годы для ешения вопросов оценки перспектив газоносности центральных айонов России. Созданный в этом же году трест "Союзгазразведка"

начинает бурение опорных скважин. Обработка материалов скважш была обобщена в сводных работах М.Ф.Мирчинка и А:А.Бакиров; (1951), ВНИГРИ - Г.М.Люткевича и М.И.Пейсика (1957), ЭЗ.Фотиад! (1958), коллектива геологов ВНИГНИ ( Нечитайло и др. ), ВНИГаз; (1951). Основные надежды связывались с районами севернее i восточнее г.Москвы и глубинами свыше 3-4 тыс.м. где единичным! скважинами были отмечены прямые признаки нефтегазоносности Однако, отрицательные результаты привели к сворачиванию буровы: работ в 1955 году.

Наиболее важным итогом работы этого этапа изучения стал« выделение А.В.Копелиовичем (1950,1951), Н.С.Шатским (1952) И.Е.Постниковой (1953,1955) в Московской синеклизе по разреза? скважин додевонских отложений, неизвестных по выходам н поверхность, что дало возможность Н.С.Шатскому создать теории доплитного развития Русской платформы, выделить авлакогены Шатский. 1955. 1964) и показать унаследованное их развитие.

В 1961-65 годах ГУЦР было начато бурение и геофизически работы. В наиболее прогнутой центральной части Mockobckoí синеклизы В.И.Градасниковым и В.Н.Троицким был выделе! Среднерусский авлакоген, который в 1975 году В.В.Федынский Б.А.Соколов и др. посчитали аналогом современных рифтовы: образований. По итогам работ наиболее перспективным был назва! Любимско-Даниловский участок и Грязовецкий и Галический прогибы В 1965 году был разработан генеральный план региональной изучения Московской синеклизы на 1966-1970 г.г. и последующую перспективу. В соответствии с Генпланом в 1967 году в составе ГУЦ1 был создан трест "Ярославгазразведка". К поискам нефти и газ привлекаются научные организации и институты ВНИИГАЗ. ВНИИЯГ МГУ, МИНГ и ГП, НИЛ Зарубежгеология.

Значительный вклад в изучение геологического строения i перспектив нефтегазоносности региона внесли В.И.Алябушег С.В.Бескровная, В.Н.Богатырев, И.О.Брод, Г.Ф.Буданов Н.Б.Вассоевич, И.В.Высоцкий, И.Ф.Горбачев, Р.Б.Давыдов

B.А.Егоров, В.И.Ермолкин, А.Н.Золотов, Ю.И.Корчагина Ю.Т.Кузменко, А.В.Камышников, Е.С.Ларская, В.Б.Мазур

C.П.Максимов, М.И.Осфовский, И.Е.Постникова, К.Ф.Родионова Б.А.Соколов, А.Я.Чегаев, В.В.Чернов, В.А.Шеходанов, Г.П.Якобсон i многие другие.

В июне 1968 года в среднекембрийских песчаника: Калининградской области открыто промышленное Красноборско

месторождение. В декабре этого же года на Даниловской площади (скв. 1.4.9) отмечено первое нефтепроявление из базальных песчаников редкинской свиты венда. Кроме того, на Урдомской площади отмечались многочисленные проявления в кембрийских и ордовикских отложениях. Особый интерес к нефтегазоносное™ верхнедокембрийских и нижнепалеозойских отложений центральных районов возрос после открытия нефтяных залежей в одповозрастных отложениях Прибалтики и Сибирской платформы.

Большой вклад в изучение осадочного чехла рассматриваемого региона внесла Павлово-Посадская скважина, которая вскрыла полный разрез верхнедокембрийских отложений и позволила ограничить рифгогенную структуру. названную Московским авлакогеном (И.Е.Постникова. 1970).

В апреле 1979 года был создан Гаврилов-Ямский полигон ( Ярославская обл. ), на котором были пробурены 22 структурные и 5 параметрических скважин ( Каграманян и др., 1989 ) и силами ВНИИгеофизики ведутся систематические работы.

Современный (третий) этап изучения региона связан с новой попыткой открытия нефти в центральной части Русской плиты. По инициативе Геолкома РФ разработана и стала осуществляться комплексная программа "Недра России" под руководством профессора Д.Л.Федорова. К работам привлечены коллективы ВНИИзарубежгеология, МГУ, ВНИГНИ, ВНИИГАЗ, ВНИИИГеофизика, Спецгефизика.

В 1991-92 годах было пробурено несколько глубоких скважин в районе г. Москвы, которые вскрыли фундамент и верхнедокембрийские отложения. Кроме того была проведена крупномасштабная геологическая съемка и выполнены сейсмометрические работы.

Кафедра геологии и геохимии горючих ископаемых МГУ принимала активное участие в изучении геологии и нефтегазооносности Восточной Сибири в течении последних 15 лет. Опыт, полученный в результате изучения Восточной Сибири, новые тайные по геологии и геохимии органического вещества древних этложений Русской платформы позволили по-новому оценить перспективы ее нефтегазоносное™.

Новый фактический материал позволил составить струкгурно-гектоническую карту центральных районов РП масштаба, 1:1000000, которая была издана в 1991 и явилась результатом работы

составительской группы ПГО " Центргеология " ( ответственный Ю.Т.Кузменко ).

Проблема нефтегазоносности древних отложений в последние годы все больше интересует геологов. Ей посвящены работы ученых многих институтов - ГАНГа им. Губкина, ГЕОХИ, ИГРиГИ и др.

Значительные успехи, достигнутые в последнее время в исследовании биомаркеров (реликтовых углеводородов) широко используются При изучении органического вещества древних отложений Русской плиты. Работы, посвященные данной проблеме принадлежат К.Баженовой, Ал.А. Петрову, О.А.Арефьеву. М.Н.Забродиной и др.

ГЛАВА 2. ОЧЕРК ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ

2.1 Стратиграфия

Наиболее мощный и полный разрез верхнедокембрийских отложений в пределах Восточно-Европейской платформы вскрыла скважина в Павловском Посаде Р-1. По полноте стратиграфических подразделений разрез этой скважины может рассматриваться как-эталонный для всей Русской плиты. По комплексам микрофитолитов и акритарх здесь выделяются следующие стратиграфические подразделения (Постникова. 1977).

Нижнерифейский комплекс (3206-4783 м) представлен раменской серией. В составе серии выделяются руновская (408 м) и монинская ( 1208 м) свиты, сложенные в основном кварцевыми песчаниками розовой и буровато-розовой окраски. В песчаниках монинской свиты появляются полевые шпаты и менее резко выражены процессы вторичных изменений пород. Улитинская свита (109м) сложена чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов. Игнатьевская свита (3206-3681 м), завершающая нижнерифейский комплекс, сложена преимущественно буро-красными аргиллитами с прослойками доломитов, содержащих нижнерифейский комплекс микрофитолитов.

Среднерифейский комплекс (2891-3206 м) представлен логиновской серией, в которой встречен среднерифейский комплекс акритарх. В ее составе выделяется дулевскя свита (185 м) буровато-красных аргиллитов, песчаников и редко известняков. Вышележащая жуковская свита (130 м) сложена преимущественно серыми или почти черными аргиллитами с прослоями темных алевролитов, песчаников и известняков.

•о

Верхнерифейский комплекс ■ (2265-2891 м) представлен павлово-посадской серией, в которой по литологии выделяются две свиты, содержащие верхнерифейский комплекс акритарх. Кудиновская свита (304 м) делится на нижнекудиновскую подсвиту, сложенную средне- и крупнозернистыми песчаниками и подчиненными прослоями буро-красных аргиллитов и на верхнекудиновскую подсвиту, сложенную чередованием пачек песчаников и аргиллитов буро-красной окраски. В вышележащей ореховской свите (322 м) по литологии и акритархам выделяется две подсвиты: нижнеореховскую, состоящую из чередования серых, розовато-бурых песчаников с пачками тонкого переслаивания алевролитов и аргиллитов с инзерским комплексом икригарх и верхнеореховскую, сложенную чередованием зеленовато-:ерых алевролитов, песчаников и аргиллитов с минъярским комплексом акритарх.

Нижневендский комплекс (1760-2265 м) представлен ногинской серией и по литологическому составу и наличию комплекса акритарх челится на три свиты. Фрязевская свита (167 м) представлена |)лишоидным чередованием пачек алевролитов, аргиллитов и лесчаников. зеленовато-серых. Дрезшшская свита (194 м) сложена 1есчаниками с подчиненными прослоями аргиллитов и алевролитов гестрых тонов. Рахмановская свита (144 м) представлена чередованием фгиллитов, песчаников и алевролитов. Породы пестрые, содержат шжневендский комплекс акритарх.

Верхневепдский комплекс ( 1279-1760 м) представлена валдайской :ерией, в составе которой выделяются редкинская свита (259 м), :ложенная чередованием зеленовато-серых алевролитов, аргиллитов и 1есчаников, содержащих редкинский комплекс акритарх. Котлинская :вита (222 м) завершает отложения верхнего докембрия Московского шлакогена. Основная часть свиты сложена чередованием алевролитов, фгиллитов и реже песчаников, содержащий котлинский комплекс [критарх и окрашенных в зелено-серые тона. В верхней части среди :еленых разностей встречаются прослои буро-красной окраски.

2.2. Тектоника

Московский авлакоген расположен в западной части Московской :инеклизы и имеет несколько вытянутую в восток-северо-восточном управлении форму. На юге авлакоген граничит с Нелидово-торжокским поднятием, на севере с Тумско-Шатурским выступом. !ападное замыкание грабена располагается в верховьях р.Днепра, а юсточное - в 170 км от г. Москвы.

Московский авлакогеи расчленен разломами на блоки различного гипсометрического положения. Северным ограничением грабена являются Павлово-Посадский и Гжатский разломы, южным - Вельский, Можайский и Раменский разломы. На западе и востоке структуры располагаются соответственно Звенигородский и Люберсцкш: горстообразные выступы, на юго-западе - Теплостанский грабен, Наибольшая глубина залегания фундамента (до 2.8 км) отмечается ь центральной части Теплостанского грабена. На северном борт\ авлакогена фундамент залегает на глубинах 1.0-2.5 км, испытывая моноклинальный подъем в сторону Балтийского щита. На фоне моноклинального воздымания намечается ряд пологих выступов и прогибов преимущественно северо-западного простирания (Кузменко. .1994).

Строение, аналогичное строению Московского авлакогена. наблюдается в сопредельных площадях - Пачелмском прогибе. СреднеРусском авлакогене. Это хорошо прослеживается на основе корреляционных разрезов и сопоставлении профилей данных территорий..

2.3. История геологического развития

Анализ формаций является широко распространенным методом палеотектонического анализа. Восстановление геологической истории района, диагностика тектонических процессов и, следовательно, восстановление условий генерации , аккумуляции и консервации углеводородов могут быть осуществлены при помощи анализа формационных рядов исследуемых территорий. Взаимосвязь этапов развития и формаций позднего докембрия Русской плиты рассматриваются ниже.

Ранний этап развития Русской плиты охватывает время накопление рифейских отложений. В этот период на территории Русской плиты формирование отложений происходило в грабенообразных структурах, разобщенных и ограниченных разломами. Типы структур были различными. В центральных районах преобладали грабены, грабенообразные впадины и авлакогены, а в краевых частях перикратонные впадины. Наиболее полный формационный ряд ранне-и среднерифейских отложений на Русской плите сформировался в Московском авлакогене , где в начальные стадии преобладает развитие красноцветной песчано-гравелитовой и песчано-алеврит-глинистой формаций. В последний этап распространена сероцветная карбонатно-глинистая формация. Накопление красноцветных

формаций нижнего и среднего рифея происходило, по видимому, в континентальных условиях, а сероцветных - в морских.

К концу позднерифейской эпохи формирование грабенообразных структур закончилось, зоны прогибания значительно сократили свои размеры. Роль ограничивающих разломов уменьшилась, а площадь осадконакопления в ряде сохранившихся структур значительно расширилась. В позднерифейскую эпоху Московский авлакоген предположительно соединялся с севера со Среднерусским либо на юге - с Пачелмским авлакогенами. В настоящее время от этих структур Московский авлакоген отделен разломами. Типы формаций по составу и распределению в формационном ряду отличаются от формационных рядов в нижнем-среднем рифее. так как в основном формировались в морских условиях. Широко распространена сероцветная алеврит-песчано-глинистая формация.

Ранневендская эпоха отличается развитием переходных форм, таких как прогибы и изометричные впадины. В окраинных частях платформы, где в рифее образовались перикратонные впадины, происходит расширение зон погружения и расчленение впадин на ряд мелких изометричных впадин за счет поднятия отдельных блоков фундамента. Развитие прогибов характерно для первой половины ранневендского времени. В генетическом отношении прогибы связаны с рифейскими грабенообразными структурами не ограниченными разломами и, вероятно, соединялись между собой, образуя внутриконтинептальные мелководные бассейны. В рассматриваемый период Московский авлакоген был, по-видимому, сочленен на западе с южным окоштнием Оршанской впадины, на юго-востоке с Пачелмским авлакогеном, на севере со Среднерусским авлакогеном. В ранневендское время были широко развиты сероцветные глинисто-алеврит-песчаные и красноцветные алеврит-аргиллит-песчаные формации. Красноцветные формации отражают, по-видимому регрессивный этап развития морского бассейна. Вероятно, этот бассейн был замкнутым и представлял собой достаточно опресненный внутриконтинентальный водоем. Сероцветные формации формировались в застойном морском бассейне.

Во второй половине ранневендского эпохи прогибы сменяются преобладанием изометричных впадин, близким по своим особенностям к синеклизам. В этот период разделение перикратонных впадин становится более выраженным, так как происходит воздымание разобщающих седловин с последующим размывом отложений. Изменение структурного плана и состава формаций связано с резким

похолоданием климата, образованием ледниковых покровов и связанных с ними ледниковых образований. Для этого времени характерно образование красноцветной алеврит-аргиллит-песчаной формации.

Поздневендский этап отличается образованием структур типа синеклиз. Прогибание Русской плиты вызвало расширение площадей седиментации и наступление новой трансгрессии моря со стороны Уральской геосинклинали. В этот период началось формирование Московской синеклизы. В областях перикратонных опусканий происходит прогибание и расширение впадин, образование которых наметилось еще в раннем .венде. Изменение структурного плана вызвало изменение состава формаций верхневендских отложений. Преобладают сероцветные тонкозернистые терригенные формации, Красноцветные формации образовывались в виде фрагментов среди сероцветных.

ГЛАВА 3. МЕТОДЫ ОЦЕНКИ НЕФТЕМАТЕРИНСКОГО ПОТЕНЦИАЛА ПОРОД

3.1. Понятие о нефтематеринском потенциале пород

Одним из важнейших критериев оценки перспектш нефтегазоносное™ осадочных бассейнов является нефтематеринскиг потенциал ( Пнм ) слагающих их осадочных пород, то есть мера и> способности при наступлении благоприятных геологических условиГ ' генерировать нефтяные углеводороды. Пнм обуславливается качеством и количеством содержащегося в породах OB. Для получения наиболее полной и правильной информации о потенциале нефтематеринских отложений необходимо использование комплексного историко-геолого-геохимического метода.

3.2. Генетические типы органического вещества

Источником OB, благоприятным для нефтеобразования ш протяжении всей геологической истории начиная с протерозоя бьип гидробионты - бактерии и водоросли, определившие в цело.\ сапропелевый состав OB аквальных осадков. Начиная с позднегс палеозоя свой вклад в состав OB нефтематеринских свит внеелг высшая растительность - гумусовая составляющая. На основаниг химического состава выделяются различные тины керогенов. Наиболее распространена классификация B.Tissot и D.Welte, выделяющая керогены трех типов. В настоящее время существует большое количество более детальных классификаций OB, которые используют

главным образом атомарное отношение Н/С. состав генерированных продуктов и ииролитические характеристики.

3.3. Методы опенки нефтематеринского потенциала пород

Исследования . по оценке нефтематеринского потенциала пород

условно можно разделить на 2 направления. Первое имеет своей целью разработку методики теоретических балансовых расчетов нефте- и газообразования по изменению состава ОВ в процессе катагенеза (различные модификации обьемно-генетического метода). Второе направление ставит своей задачей определение количества жидких и газообразных УВ на различных этапах литогенеза и нефтематеринского потенциала путем моделирования природного процесса катагенетического преобразования ОВ (ииролитические методы).

3.4. Методы оценки нефтематеринского потенциала пород, использованные в работе.

Образцы пород, отобранные в скважинах Павлово-Посад, Очаково, Бирюлево, Ростовская, Гаврилов Ям, Рослятинская, Воронская, Сердобская ( 163 образца ) исследовались комплексом геохимических методов, включающих: определение содержания органического углерода, люминисцентно-битумологический анализ, пиролиз, газожидкостную хроматографию, масс-спектрометршо, была определена плотность.

3.5. Использование биомаркеров в геохимических исследованиях

В настоящее время при исследовании ОВ большое внимание уделяется биомаркерам ОВ и нефти. Закономерности распределения Зиомаркеров используются для широкого круга проблем. Они позволяют: производить корреляцию в системах нефть-нефть, нефть-!)итумоид, нефть-кероген; определить тип исходного ОВ; степень катагенетического изменения керогена, РОВ и нефтей; фациальную постановку в условиях осадконакопления и в диагенезе; определить еологический возраст нефти; позволяют судить о миграции нефти и ее Зиодеградации. Использование биомаркеров нефтей для различных геохимических целей имеет большое значение, однако, для повышения вдстоверности получаемой информации необходимо комплексное ^пользование всех показателей с учетом геохимической истории гзучаемого объекта.,

ГЛАВА 4. ОРГАНИЧЕСКОЕ ВЕЩЕСТВО РИФЕЙ-ВЕНДСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ

4Л. Характеристика органического вещества

Полученный за последние годы большой фактический материал пс изучению РОВ верхнедокембрийских отложений позволяе! утверждать, что доля пород, обогащенных ОВ (до 5-6%) в разрезе достигает 20%. Результаты исследований РОВ древних толщ позволил! охарактеризовать его как благоприятный для нефтеобразования. Таких образом, с количественной ■ и качественной точки зренш нефгеобразование вполне обеспечено.

Рифейские отложения представлены в основном сероцветно! песчано-алевролито-глинистой формацией, красноцветные песчаньн формации встречены в нижнем и среднем рифее. Отложенш характеризуются частой сменой фаций и резкой неравномерность« распределения ОВ. Исследования, проведенные ране< И.Е.Постниковой, Е.С.Ларской. О.П.Загуловой, А.Н.Золотовым и др позволили выделить в средне-верхнерифейских отложения: Московского авлакогена и прилегающих районах пачки пород обогащенных ОВ до 4.5%.

Рифейские породы, отобранные из скважин Павлово-Посад 1 Бирюлево исследовались комплексом геолого-геохимических методов которые показали в целом небольшие фоновые значения содержани: органического углерода (Сорг) -0.2-0.4%. Однако, в Павлово Посадской скважине были отмечены прослои мощностью до 15 м I содержанием Сорг достигающим 1.85-5.9%. Они приурочены 1 жуковской свите (средний рифей), кудиновской и ореховской свита> (верхний рифей). Содержание хлороформенного битумоида ХБ(А) ] рифейских отложениях скважины Павлово-Посад в среднем составляе 0.0025-0.02%. Ряд прослоев жуковской, кудиновской и ореховско] свит характеризуются повышенными значениями ХБ(А) достигающими 0.08-0.12%. Распределение битумоидов подчиняете закономерности Успенского-Вассоевича. Величина битумоидноп коэффициента (ЬИ|) в темноцветных прослоях составляет 4-6%, бедных ОВ породах значительно выше - 8-10%.

В темно-коричневых глинах ореховской свиты верхнего рифе скважины Бирюлево (гл. 1800-1805 м) содержание Сорг достигае 1.2%, концентрации битумоидов: общая - 0.3%, закрытых пор -0.11°/( величина битумоидного коэффициента - 9.3%, что указывает н повышенную сингенетичную битуминозность а так же на присутстви

параавтохгонного битумоида, что подтверждается налотием трещиных и селективно-насыщенных битуминозных текстур.

Хроматотрафический.анализ прказал, что ОВ рифейских отложений скважины Павлово-Посад не отличается значительным содержанием нормальных и изопреноидных алканов. Средние концентрации н-алканов не превышают 10-12%. Хроматограмма экстракта битумоидов, выделенных из глин скважины Бирюлево, типична для УВ сапропелевого ОВ. Среди низкомолекулярных алканов нормальные парафиновые УВ с нечетным числом углеродных атомов в цепи (С 15, С17 и др.) преобладают над УВ с четным числом атомов, в Павлово-Посадской скважине наблюдается обратная зависимость. Характер распределения н-алканов в битумоидах открытых и закрытых пор скважины Бирюлево показал их значительное сходство, однако, в битумоидах открытых пор отмечены повышенные концентрации 12-13-метилзамещенных алканов, что может служить косвенным показателем их параавтохгонного генезиса. В составе изопреноидных алканов каких-либо отклонений от обычно наблюдаемых величин в древнем ОВ не наблюдается. Соотношение пристан/фитан (П/Ф) во всех исследованных образцах обоих скважин меньше 1, что указывает на восстановительную обстановку осадконакопления.

Исследование полициклических биомаркеров показало резкое преобладание в составе стеранов (до 80%) 24-этилхолестанов (С29), что в нефтях явно морского генезиса свидетельствует, вероятно, о неизвестном источнике стеролов, существовавший уже в протерозое. Возможно, это были донные водоросли, предшественники высшей растительности. В исследованных образцах наблюдается равномерное концентрационное распределение углеводородов С27, С28, С29, отличное от распределения стеранов С29 в нефтях и РОВ Восточной Сибири и Южного Омана. Подобный характер распределения стеранов, наблюдаемый в фанерозойских отложениях (Исаксен, 1992) рассматривается как свидетельство генезиса ОВ в мелководных морских отложениях. Гопановые УВ преобладают над стерановыми (II29/S29 - 1.5-3.0), что характерно для докембрийских отложений и морской обстановки накопления ОВ.

Отличительной особенностью многих древних нефтей мира является наличие 12-метил и 13-метилалканов, которые признаны генетическими маркерами докембрийского ОВ (Макушина, Арефьев, 1989). Эти У В были обнаружены в образцах скважин Павлово-Посад (2938 м) и Бирюлево (1805 м). Так как эти УВ обнаружены не во всех изучаемых образцах, можно предположить, что предшественники этих

УВ,;не, были, распространены повсеместно, а принадлежачи к древним формам водорослей (бактерий), жизнедеятельность которых протекала в специфических условиях (Баженова, Арефьев, 1995).

Вендские отложения представлены чередованием алевролитов, аргиллитов и песчаников, красноцветные отложения вскрыты в нижнем венде. Характерной особенностью вендских образований являются фациальная изменчивость, ярко выраженная цикличность и неравномерность распределения ОВ. Исследования, проведенные в 197080 годах И.Е.Постниковой, Е.С.Ларской, и О.П.Загуловой позволили выделить в редкинской свите верхнего венда пачки пород в содержанием Сорг до 6%.

Вендские породы, отобранные из скважин Павлово-Посад, Бирюлево, Очаково, Ростовская, Гаврилов Ям, Рослятинская, Воронская и Сердобская были исследованы комплексом геолого-геохимических методов. Результаты исследований показали при небольших средних значениях Сорг (0.2-0.4%) наличие прослоев с содержанием Сорг до 4.04%. В Павлово-Посадской скважине это отложения фрязевской и дрезнинской свит (нижний венд) и редкинской свиты (верхний венд). Содержание ХБ(А) колеблется в пределах 0.050.15%, в среднем составляя 0.02-0.04%. Повышенные значения отмечены на глубинах, соответствующих повышенным значениям Сорг. Распределение битумоидов подчиняется закономерности Успенского-Вассоевича. Величина битумоидного коэффициента составляет 1.5-5%, при абсолютном преобладании значений меньше 2%.

Отложения валдайской серии в пределах г.Москвы вскрыты скважинамц Бирюлево,,,Коровино и Очаково. При средних значениях С.орг 0.15% отмечены повышенные значения до 0.51% для отложений редкинской свиты (скв. Очаково), битуминозность пород так же несколько повышена, Ь^ составляет 8-10% как для открытых, так и закрытых пор, что может являться свидетельством новообразования битуминозных компонентов.,

В скважинах Гаврилов Ямской площади содержание Сорг в некоторых прослоях достигает 0.99%. Эго отложения редкинской и котлинской свит. Содержание ХБ(А) колеблется в пределах 0.001250.01%. Значения битумоидного коэффициента небольшие - 0.5-2.8%.

В вендских отложениях, вскрытых скважиной Ростовская средние содержания Сорг составляют в редкинской свите 0.38%, в котлинской 0.19%, в отдельных пачках свит отмечены повышенные значения Сорг до 1.12%. Максимальные значения ХБ(А) характерны для отложений с

повышенными значениями Сорг. Величина битумоидного коэффициента в среднем составляет 4-6%.

Нижневендские отложения (воронская свита) вскрыты в разрезе Сердобской скважины. Величины Сорг изменяются от 0.1 до 1.52%. повышенные концентрации - 1.52% и 0.87% отмечены в глинистых доломитах. Степень битуминизации отложений повышена, что связано с повышенной карбонатностью пород и присутствием доломитов.

Хроматографический анализ показал, что источником ОВ было типично морское сапропелевое вещество - во всех исследованных образцах отношение пристан/фитан меньше 1. Средние концентрации нормальных и изопреноидных алканов небольшие - 9-20%. Максимальная концентрация в распределении н-алканов ОВ скважин Гаврилов Ямской площади приходится на алканы С22-С25, отмечена высокая концентрация н-алкана С29, что является свидетельством образования данных отложений в лагунных мелководных условиях. Главный максимум распределения концентраций н-алканов ОВ скважины Сердобская приурочен к С18 и С19, в высокомолекулярной области - С29-С31. В нескольких образцах (1353, 1372 м) скважины Сердобская обнаружены 12-метил и 13-метилалканы, признанные генетическими для ОВ и нефтей докембрия. Характерной особенностью верхневендскнх образцов скважины Очаково явилось относительно повышенное содержание С13-С17. максимум распределения приурочен к С17.

Исследования полициклических биомаркеров показало равномерное концентрационное распределение стеранов С27:С28:С29, только один образец с глубины 2563 м обнаружил резкое преобладание стерана состава С29, что характерно для нефтей и ОВ Сибири и Южного Омана. Именно такое распределение стеранов имеет нефть, полученная из Даниловской структуры из верхов верхнего венда. Такое сходство показывает, что исходной нефтью является вендская нефть. Гопановые УВ преобладают над стерановыми (H29/S29 1.5-3.0), что характерно для морской обстановки накопления.

4.2. Катагенетическая превращенность органического вещества рифей-вендских отложений

Основными факторами, влияющими на преобразование ОВ в зоне катагенеза являются температура, давление, а так же длительность влияния этих факторов. Вопросы определения границ и стадий катагенеза осадочных пород достаточно сложная задача, требующая комплексного рассмотрения. Существует большое количество методов определения степени преобразования ОВ, каждый из которых имеет

свои достоинства и недостатки. Основные существующие методы рассмотрены в данной главе. <

Автором для определения степени катагенеза отложений были использованы различные геохимические показатели: битумоидньи коэффициент (Ьхл), результаты пиролиза (Тгпах, 014) стереохимические показатели зрелости (Тб/Тш, Кзр), физические свойства пород, минеральный состав глин.

Учитывая все вышеперечисленные показатели зрелости дл> рифейских отложений скважины Павлово-Посад (Ь^, - 6%: Тшах - дс 440' С; ОР1 - до 0.4; Кзр -0.5) можно сделать вывод о том, что степеш их преобразованное™ не превышает МК2. Верхнерифейский образе! из скважины Бирюлево по стереохимическим показателям зрслост! имеет большую зрелость (Кзр -0.8) - конец МК2, что показывает ж отличие катагенетической преобразованности одновозрастны> отложений на разных участках более, чем на градацию. В скважине Павлово-Посад данной глубине соответствует градация МК1. Эт! данные являются показателелем неодинаковой тепловой исторш блоков. Вероятно, гидротермальная активность в Павлово-Посадско! и Бирюлевской скважинах проявила себя не одинаково. Слсдь гидротермальной деятельности в скв. Бирюлево четко прослеживаюто по минеральным новообразованиям. Следствием их явилоа формирование общей пористости до 28% (Еремина, Шевцова, 1994).

Зрелость верхневендских отложений скважины Очаково определенная по величине К1=0.5 указывает на нормальную зрелость что не соответствует зрелости ОВ, определенной по результатах пиролиза как недостаточно зрелое (Ттах- 424'С).

Катагенетическая преобразованность отложений венда ( глубина 2 2.5 км ) скважины Гаврилов Ям невысокая. Незрелость ОВ 1 постепенное ее нарастание с глубиной четко прослеживается ш стереохимическим показателям зрелости. Даже на наибольше! исследуемой глубине 2548 м ОВ не достигло уровня мезокатагенеза.

Степень преобразованности нижневендских отложений (воронска: свита) Сердобской скважины по данным пиролиза (Ттах = 44 ГС соответствует МК1, степень реализации потенциала значительная ОР - 0.38. Значения Ю - 0.3-0.65 так же свидетельствуют о достаточш высокой зрелости отложений.

Уровень катагенетической преобразованное!)

верхнедокембрийских отложений, установленный комплекса геохимических методов хорошо коррелируется с современным! температурами. Далеко не всем рифейским авлакогенам соответствую

современные температурные аномалии. Характерно, что невысокая зрелость на сходных глубинах (около 2 км) по всей изучаемой площади свойственна участкам, где вендские отложения залегают непосредственно на блоках фундамента.

ГЛАВА 5. УСЛОВИЯ ФОРМИРОВАНИЯ НЕФТЕПРОИЗВОДЯЩИХ РИФЕЙ-ВЕНДСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ Й МАСШТАБ НЕФТЕОБРАЗОВАНИЯ

В течении многих лет перспективы нефтегазоносное™ верхнедокембринеких отложений центральных районов Русской плиты оценивались отрицательно. однако, современные исследования свидетельствуют о наличии благоприятных условий для формирования скоплений нефти в верхнедокембрийских отложениях.

Формирование рифейских и вендских отложений происходило в различных, часто меняющихся условиях. Согласно процентному содержанию ОВ, окисному. закисному железу и пириту' мовыделяются три типа пород, принадлежащих к различным фациям (Ларская, Родионова, Четверикова, 1974). К окислительным и субокислительным фациям отнесены красноцветные отложения руновской, монинской, ули гинской (нижний рифей), дулевской (верхний рифей) свит, прослои дрсзнинскои и рахмановской свит (верхний венд). К слабовосстановительным фациям отнесены серые и темно-серые породы игнагьевской (нижний рифей), дулевской (средний рифей), кудиновской (верхний рифей) свит, рахмановской и частично дрезнинской свит (верхний венд). К восстановительным фациям отнесены темноокрашенные отложения жуковской ( средний рифей), частично кудиновской и ореховской (верхний рифей) свит, фрязевская (нижний венд), редкинская и коглинская (верхний венд) свиты. В породах окислительных и слабовосстановительных фаций присутствуют пласты, которые могут быть хорошими коллекторами и покрышками. В рифейских отложениях это песчаники кудиновской свиты, в вендских - полевошпато-кварцевые песчаники редкинской и котлинской свит. Хорошими экранирующими свойствами обладают аргиллиты жуковской свиты среднего рифея. верхняя часть редкинской и котлинская свита (верхний рифей).

Комплекс геохимических исследований рифейских отложений скважин Павлово-Посад и Бирюлево показал, что повышенные содержания органического вещества (до 5.9%) характерны для жуковской. кудиновской и ореховской свит. Геохимические

•. . . 20 показатели распределение нормальных и изопреноидных алканов,

полициклических биомаркеров, отношение пристана к фитану

указывают на морскую восстановительную обстановку накопления.

Результаты пиролиза образцов керна свидетельствуют о налйчйи

аргиллитов, характеризующихся довольно высоким генерационном

потенциалом (81+82) - 1.07 кг/т породы (скв. Бирюлево); 0.74-3.59 кг/т

породы (скв. Павлово-Посад). Реализация породами

нефтематеринского потенциала (ОР1) составила от 20 до 50%, что

является показателем далеко не полной реализацией Пнм рифейскими

отложениями и его еще значительными возможностями. Водородный

индекс (Ш) - показатель качества ОВ в целом не высокий. Хотя ОВ и

отнесено к сапропелевому типу, его качество не очень хорошее.

Максимальные значения (260 г УВ на кг ОВ) отмечены для рифейских

отложений Павлово-Посадской скважины.

Исследования вендских отложений скважин Павлово-Посад, Бирюлево, Очаково, Ростовская, Гаврилов Ям, Рослятинская. Воронская и Сердобская показали, что отложения фрязевской, дрезнинской свит (нижний венд) и редкинской свиты (верхний венд) формировались в восстановительной обстановке. Содержание Сорг в них достигает 4.04%. Геохимические показатели так же указывают на морскую восстановительную обстановку накопления. Значения генерационного потенциала пород (81+82) колеблются в широких пределах от 0.63 кг/т породы в Сердобской скважине, 0.96 кг/т породы в скважине Гаврилов Ям до 4.1 кг/т породы в скважине Павлово-Посад. В целом нефтематеринский потенциал полностью не исчерпан, хотя не отличается очень большими величинами. Реатизация нефтематеринского потенциала (ОР1) - 20-60%.

Анализ истории геологического развития территории, условий образования нефтематеринских свит и современных температурных градиентов дал возможность построить модель прогрева изучаемой территории, что позволило наиболее наглядно проследить катагенетическую историю отложений. Согласно полученной модели, верхнедокембрийские отложения вошли в ГЗН в раннем палеозое. Вероятно, процесс нефтеобразования еще не окончен.

С проблемой времени прохождения верхнедокембрийскими отложениями ГЗН тесно связана проблема прогнозирования рифейских очагов генерации флюидов. В основу модели формирования рифейских рифтов, предложенной Б.А.Соколовым положена идея горизонтальных перемещений блоков фундамента. Модель

предполагает больший объем рифейских отложений, в том числе и нефтематеринских. находящихся,в очаге нефтеобразования.

Для количественной опенки Пнм нефтематеринских свит верхнедокембрийских отложений нами были рассчитаны плотности эмиграционного потенциала, позволившие построить схематические карты плотности эмиграции жидких УВ из отложений рифея, нижнего и верхнего венда. Величины плотности эмиграционного потенциала составили: верхний венд - 6513 тыс.т/км, нижний венд - 22152 тыс.т/км, верхний рифей - 77037 гыс.т/км, средний рифей - 61914 тыс. т/км, нижний рифей - 4792 тыс.т/км. Согласно построенным картам, наиболее интересными с точки зрения нефтеобразования и нефтенакопления являются бортовые зоны Московского авлакогена и участки плитного комплекса, которые подстилаются рифейскими отложениями.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Анализ особенностей геологического развития Московского авлакогена и проведенных геолого-геохимических исследований показал, что под влиянием различных тектонических и литологических факторов сформировались рифей-вендские отложения, в пределах которых имеются нефтематеринские толщи, коллекторы и покрышки.

Комплекс геолого-геохимических исследований позволил выявить нефтематеринские свиты и условия в которых происходило формирование УВ. Нефтематеринскими признаны отложения жуковской (средний рифей), кудиновской, ореховской (верхний рифей) свит, фрязевской, дрезниниской (нижний венд) и редкинской (верхний венд) свит, формирование которых происходило в морской восстановительной обстановке накопления. Свиты характеризуются повышенными содержаниями органического вещества и мощностью, достаточной для нефтеобразования и. нефтенакопления в значительных масштабах.

Органическое вещество верхнедокембрийских отложений бактериально-фитогенное, характеризуется набором биомаркеров, свойственных ОВ других регионов: Восточной Сибири, Южного Омана и Австралии. По характеру распределения биомаркеров - нормальных и изопреноидных алканов, гопанов и стеранов докембрийские отложения не отличаются никакими специфическими особенностями от ОВ

фанерозоя, что еще раз подтверждает единый ход преобразования биополимера в геополимеры за всю геологическую историю.

Основной особенностью состава алканов изученного ОВ является присутствие во многих образцах высших нормальных алканов С23-С29, что, вероятно, обусловлено преобладанием бентосных водорослей - предшественников высших растений, создающих определенные фациальные условия осадконакопления. Следствием этого, наверное, является повсеместное равномерное распределение стерановых УВ С27-С29, преобладающих в ОВ Восточно-Европейской платформы, но не свойственных ОВ Восточной Сибири и Южного Омана.

Степень преобразованное™ верхнедокембрийских отложений, установленная по ряду геохимических показателей, и, прежде всего, по стереохимическим данным позволили обосновать уровень катагенетической преобразованное™ верхнедокембрийских образований. Степень преобразованное™ рифейских отложений соответствует градациям МК1-МК2. В большинстве случаев зрелость вендских образований не достигла уровня МК. Докембрийские НМ толщи попали в ГЗН в позднем мезозое, вероятно, процесс нефтеобразования еще не окончен. НМ толщи характеризуются повышенным нефтематеринским потенциалом, значительная часть которого еще не реализована. Количественная оценка нефтематеринского потенциала показала, что значения плотности эмиграционного потенциала верхнедокембрийских отложений больнк критических значений, что указывает на интенсивное образование г созревание битумоидов в отложениях.

Наибольший интерес с точки зрения нефтеобразования 1 нефтенакопления имеют участи плитного комплекса, которые подстилаются рифейскими отложениями и краевые рифтовые зоны.

Резюмируя изложенные выше результаты, автор считае'1 возможным сформулировать основные защищаемые положения:

1. В отложениях верхенего протерозоя исследуемого район; выделяются 6 нефтематеринских пачек, характеризующихо повышенными концентрациями ОВ и значениями нефтематеринскогс потенциала, который в значительной степени еще не реализован.

2. Степень преобразованное™ верхнедокембрийских отложений установленная по ряду геохимических показателей позволил! обосновать уровень катагенеза: МК1-МК2 для рифейских отложений 1 ПКЗ-МК1 для вендских отложений.

3. Наибольший интерес с точки зрения нефтеобразования и фтенакопления имеют участки, на которых вендские отложения дстилаются рифейскими и бортовые зоны Московского авлакогена.

4. По геохимическим показателям Московский авлакоген является рспективным объектом. Плотность эмиграционного потенциала из фейскггх и вендских отложений составляет 172 тыс.т/км.

Список работ, опубликованных по теме диссертации:

1.Новые данные о нефтегазоносности докембрия Русской плиты. !.научн. статей. М.: Изд-во МГУ. 1995. (совместно с Б.А.Соколовым. К.Баженовой, В.А.Егоровым).

2. Органическое вещество рифей-вендских отложений центральной сти Московской синеклизы. // Вестник МГУ, 1996.

3. Геологическое строение верхнедокембрийских отложений нтральной части Русской плиты и прогноз их нефтегазоносности. // стник МГУ. 1996.