Бесплатный автореферат и диссертация по геологии на тему

Геохимические условия формирования нефтей Варандей-Адзьвинской зоны Печорского бассейна

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

Автореферат диссертации по теме "Геохимические условия формирования нефтей Варандей-Адзьвинской зоны Печорского бассейна"

Институт геологии Коми научного центра Уральского отделения Российской Академии наук

На правах рукописи

УДК: 550.4:552.558.2(470.111)

БУШНЕВ ДМИТРИЙ АЛЕКСЕЕВИЧ

ГЕОХИМИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ ФОРМИРОВАНИЯ НЕФТЕЙ ВАРАНДЕЙ-АДЗЬВИНСКОЙ ЗОНЫ ПЕЧОРСКОГО БАССЕЙНА

Специальность - 04.00.17 Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

Сыктывкар - 1998

РГБ ОД 2 1 ДЕИ '££3

Работа выполнена в Институте геологии Коми НЦ УрО РАН

Научные руководители:

кандидат геолого-минерапогически: наук В.А.Песецкая

доктор геолого-минералогических г профессор О.К.Баженова (МГУ)

Официальные оппоненты:

доктор геолого-минералогических наук Я.Э.Юдович

Ведущее предприятие:

кандидат геолого-минералогически:

наук Л.А.Анищенко

ОАО «Архангельскгеолдобыча»

Защита состоится «22» декабря 1998 г. в_час.

на заседании специализированного совета по геологии, поиску и разведке нефтяных и газовых месторождений (шифр Д.200.21.01) Института геологии Коми НЦ УрО РАН по адресу: 167610, г. Сыктывкар, ул. Первомайская 54, Институт геологии, к. 218.

С диссертацией можно ознакомится в архиве Коми НЦ УрО РАН Автореферат разослан «20» ноября 1998 г.

Ученый секретарь диссертационного совета

доктор геолого-минералогических наук

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность проблемы. Уменьшение разведанных запасов нефти Печорского бассейна и перспективы развития нефтедобычи в его экваториальной части обусловливают применение методов органической геохимии к изучению нефтеносности континентальной части бассейна. Особое внимание следует при этом уделить современным методам: изучению состава биомаркеров нефтсй и органического вещества пород, а также пиролизу органического вещества нефтепроизводящих отложений. Результатом таких исследований должна стать геохимическая модель нефтеобразования прилегающей к акватории континентальной части бассейна.

Цель работы заключалась в диагностике условий формирования нефтей Варандей-Адзьвинской зоны из разновозрастных резервуаров на основе комплексного изучения их углеводородного состава (нормальные и изопренондные алканы, поли циклические биомаркеры, ароматические соединения), а также корреляционных построений в системе нефть - нефтематеринская порода по распределению основных углеводородных Зиомаркеров в нефтях и рассеянном органическом веществе пород. Основные задачи исследования:

1. Исследование распределения циклических, ациклических алкаиов и ароматических • серосодержащих соединений в нефтях Варандей-Адзьвинской зоны методами газожидкостной хроматографии и хромато-масс-спектрометрии. I. Проведение корреляции нефтей из разновозрастных резервуаров по их углеводородному составу.

I. Выяснение характера распространения органического вещества в осадочных породах разреза нижнего палеозоя северо-восточной части Печорского бассейна и степени его катагенетической зрелости. I. Изучение индивидуального углеводородного состава растворимого органического вещества из разновозрастных отложений нижнего палеозоя северо-восточной части Печорского бассейна. . Проведение корреляции нефть - нефтематеринская порода.

[аучная новизна. На основе исследований индивидуального углеводородного состава ефтей Варандей-Адзьвинской зоны впервые выявлены пять основных генетических типов ефтей в этой нефтеносной области, а полученные данные по распредЬлепию ароматических еросодержащих соединений (АСС) в нефтях позволили установить их связь с ефтематеринскими породами определенного литологического состава. Проведена орреляцня в системе нефть - нефтематеринская порода, позволившая установить, что армирование залежей нефтей в си.чурийско-нижцслевоискцх отложениях связано как с

вертикальной миграцией нефти из отложений карбонатного ордовика, так и с латеральной -из вмещающего комплекса пород. То же касается и залежей нефтей в резервуарах франско-турнейского комплекса. Установлено, что формирование верхнекаменноугольно-триасовых залежей нефтей северной части вала Сорокина происходило в результате сменявших друг друга вертикальной и латеральной миграции из различных нефтематеринскнх толщ. Практическая значимость работы. Выявленная закономерность распределения нефтей различных геохимических типов и нефтепроизводящих отложений в разрезе Варандей-Адзьвинской зоны позволяет прогнозировать распределение нефтеносности в осадочном чехле Варандей-Адзьвинской зоны, а также в прилегающей к ней акватории Печорского моря, что особенно важно при проектировании дорогостоящих поисков и разведки морских месторождений.

Апробация работы. Результаты исследований докладывались на IV, V и VI конференциях Института геологии "Структура, вещество, история литосферы Тимано-Североуральского сегмента" (г. Сыктывкар, 1995-97 гг), международном симпозиуме "Молодежь и проблемы геологии на рубеже третьего тысячелетия" (г. Томск, 1997), на Втором международном симпозиуме "Био- и секвепсстратиграфия нефтегазоносных бассейнов" (СПб, 1997), I] Международном симпозиуме "Углеродсодержащие формации в геологической истории Условия формирования, рудоносность, физико-химия углерода, технологии" (г Петрозаводск, 1998), на II Международной конференции "Новые идеи в геологии и геохимм нефти и газа" (г. Москва, 1998) и 9-м съезде Европейского союза геонаук (EUG-9, Strasburg 1997).

Публикации. По теме диссертации опубликовано 12 работ.

Объем и структура работы. Диссертационная работа состоит из введения, шести глав 1 заключения. Текстовая часть изложена на 148 страницах, содержит 57 рисунков и 27 таблиц Список исиользоваиой литературы составляет 127 наименования.

Фактический материал. Методом газожидкостной хроматографии автором исследован cocrai н-алканов, изопреноидов и ароматических серосодержащих соединений в 54 пробах нефти и: 16 месторождений Варандей-Адзьвинской зоны, а также в 66 образцах хлороформенноп битумонда А, выделенного из пород нижнего палеозоя северной части Печорского бассейна Для оценки нефтематеринских свойств пород были использованы данные по содержанию i них органического углерода и хлороформенного битумонда, полученные в лаборатории органической геохимии Института геологии Коми НЦ УрО РАН (75 образцов] Дополнительно привлекались данные, полученные методоми Rock-Eval (66 образцов пород и хромато-масс-спектрометрни (19 образцов битумоидов и 34 пробы нефти) в лаборатори;

Института энергетики и геологических ресурсов при университете штата Юта (ЕС1, США) в рамках совместного российско-американского научного проекта. Основные защищаемые положения:

1. Генетическая типизация нефтей. На основании современных методов изучения органического вещества в Варандей-Адзьвннской зоне выделено пять генетических типов нефтей, которые не имеют четкой стратиграфической приуроченности, что подтверждает большое значение вертикальной миграции в формировании нефтяных залежей.

2. Использование ЛСС в нефтяной геохимии. Впервые для исследуемой территории диагностирована степень катагенной преобразованности нефтей по распределению • метилзамещенных дибензотиофенов и установлена связь нефтей различных типов с

нефтематеринскими породами определенного литологического состава.

3. Лнтологический состав нефтематеринскнх пород. Установлено, что основная часть залежей нефтей Варандей-Адзьвинской зоны сформировалась за счет рассеянного органического вещества (РОВ) карбонатных пород, что подтверждается рядом показателей, характерных для нефтей, генетически связанных с РОВ карбонатных толщ.

4. Корреляция нефть - нефтематерннская порода. Генетическая связь РОВ отложений силурийско-нижнедевонского комплекса, а также верхнедевонских с нефтями установлена прямой корреляцией состава биомаркеров РОВ и нефтей соответствующих типов. Генетический тип нефтей из отложений карбонатного ордовика предполагается по наличию в ряде нефтей ВАЗ специфичного для ордовика распределения н-алканов и изопреноидов.

злагодарностн: автор выражает свою признательность сотрудникам лаборатории >рганическон геохимии С.А.Забоевой и Н.А.Приезжевой за помощь в аналитической работе, №ректору ТП НИЦ к.г.-м.н. В.И.Богацкому за возможность работы с кериовым материалом, >уководству ОАО «Архангельскгеолдобыча» и к.г.-м.н. Н.Н.Косенковон за предоставленную щя работы коллекцию нефтей и кернового материала.

Автор благодарит за поддержку и ценные консультации сотрудникоп Отдела геологии орючих ископаемых Института геологии к.г.-м.н. Н.В.Беляеву, Е.О.Малышеву, Т.В.Майдль, >.А.Пимеиова и зав. отделом к.г.-м.н. Н.А.Малышева, а также к.г.-м.н. Н.П.Фадееву (МГУ, :афедра геологии и геохимии горючих ископаемых).

Особую признательность автор выражает своим научным руководителям к.г.-м.н.

5.А.Песецкой (Институт геологии) и д.г.-м.н. О.К.Баженовой (МГУ).

Выполнение работы было бы невозможно без. постоянной поддержки директора 1нстнтута геологии, академика РАН Н.П.Юшкина, коюрому автор искрене благодарен.

Содержание работы

Первая глава посвящена геологическому строению, эволюции условий осадконакопления и нефтеносности Варандей-Адзьвинской зоны Печорского бассейна Тектоническое строение Печорского бассейна в целом и Варандей-Адзьвинской зоны е частности подробно рассмотрено в работах В.А.Дедеева, В.Г.Гецена, И.В.Запорожцевой.

A.Г.Кузнецова, Н.А.Малышева, И.Н.Рыжова, Н.И.Тимонина, Г.Д.Удот, В.В.Юдина,

B.И.Богацкого, А.Н.Шарданова, Ю.А.Россихина, Л.К.Теплова, С.Н.Горецкого, Б.И, Рапопорта, Т.К.Щусь, З.В.Москалюк, В.Л. Соенко, Б.А.Яралова и других исследователей.

Варандей-Адзьвинская зона (ВАЗ) находится в северо-восточной части Печорской синеклизы и ограничена с запада Хорейверской впадиной, с юга грядой Чернышева, с востока Коротаихинской впадиной. В тектоническом плане она представлена тремя валами (Сорокина, Гамбурцева и Сарембой-Няртеягинским), разделенными двумя (Морейюской и Верхнеадзьвинской) депрессиями. Нефтяные месторождения ВАЗ приурочены к локальным структурам линейных валов.

Изучению условий формирования осадочных отложений различных нефтегазоносных комплексов Печорского бассейна посвящено значительное количество исследований Л.З.Амннова, В.И.Иотова, В.А.Жемчуговой, В.И.Еременко, В.Л.Соенко, Л.И.Беловой, Н.В.Беляевой, Т.В.Майдль, Е.О.Малышевой, Н.И.Никонова, Л.Т.Беляковой, А.В.Мартынова и др.

Осадочный чехол Варандей-Адзьвинской зоны представлен мощной толщей разновозрастных отложений. Самыми древними из вскрытых бурением отложений являются верхнесилурнйские. Существование осадочных пород ордовикского возраста в разрезе Варандей-Адзьвинской зоны предполагается по сейсмическим данным и результатам бурения на соседних территориях.

В пределах Варандей-Адзьвинской зоны залежи нефтей встречены практически по всему вскрытому бурением разрезу палеозоя, а также в триасовых отложениях. Извлекаемые запасы нефти (категории А+В+С|) ВАЗ составляют 20,8% от таковых в Печорском нефтегазоносном бассейне (Оценка..., 1995). Нефти ВАЗ характеризуются как тяжелые, высковязкие н сернистые.

Во второй главе рассматриваются результаты изучения геолого-геохимических условий формирования состава рассеянного органического вещества и нефтей Печорского бассейна, геохимических особенностей нефтей и РОВ в различных нефтегазоносных комплексах исследователями из ТПО ВНИГРИ, ВНИГРИ, ВНИГНИ, МГУ, ИГиРГИ и Института геологии Коми НЦ УрО РАН: С.А.Данипевским, З.П.Скляровой, Г.И.Андресвым, Л.А.Анищенко, М.Б.Темянко, В.С.Соболсвым, Л.З.Аминовым, В.А.Горбань (Песецкой),

A.Н.Гусевой, Т.Н.Кнрюхиной, Е.С.Ларской, Э.В.Храмовой, Н.П.Фадеевой, Т.А.Ботневой, Ал.А.Петровым и другими. Различными авторамп выделяется до 8-9 типов нефти в Печорском бассейне, различия между которыми обусловлены как генетическими (первичными), так и вторичными факторами. Наиболее детально изучена северная часть вала Сорокина ВАЗ.

Необходимой частью региональных геохимических исследований является исследование рассеянного органического вещества пород. Общая масса РОВ Печорского бассейна оценивается (Аминов и др., 1989) в 15 трлн т, из которых 11 содержится в нефтегазогенерирующих отложениях. Наибольшая часть этих отложений была сформирована в морском бассейне и связана с терригенной и карбонатно-терригенной седиментацией.

Третья глава посвящена методическому обеспечению геохимических исследований: классам органических соединений, присутствующих в нефтях и бнтумоидах, влиянию различных факторов на их состав и распределение. В современной органической геохимии наиболее широко используются такие соединения углеводородной природы, как нормальные и изопреноидные алканы, полнциклические алканы стеранового и гопанового рядов, ароматические углеводороды. Однако использование органических соединений, содержащих гетероатомы, например серу, также может иметь важное геохимическое значение. Заметное внимание уделяется распределению в нефтях соединений рядов бензотиофена и дибензотиофена. 'Гак, в работах У.Хыогиса, М.Радке, Л.Шоу, М.Михра, A.B. и

B.А.Чахмахчевых, Н.Сузуки и других исследователей показано, что распределение ароматических серосодержащих соединений (АСС) зависит от минерального состава нефтематеринских пород и катагенной преобразованное™ органического вещества.

В этой же главе описываются аналитические методики, примененные автором в ходе выполнения работы. Выделение битумоидов из пород проводилось методом горячей экстракции хлороформом в аппарате Сокслета. Определение содержания органического углерода (Сорг) выполнялось па «Экспресс-аиализаюре на углерод АН-7529». Для анализа распределения нормальных и изопреноидных алканов, а также АСС был использован метод газо-жидкостной хроматографии, самостоятельно внедренный автором в институте. Работа осуществлялась на приборе модели 3700, оснащенном капиллярной колонкой с НЖФ OV-101 длиной 25 метров и диаметром 0.32 мм. Прибор был дополнительно оборудован :елективным по отношению к соединениям серы пламенно-фотометрическим детектором (от хроматографа «Цвет-500») и компьютерной системой сбора и обработки информации хНолнхром 2.0». Для анализа распределения АСС в бнтумоидах пород использовалась их

ароматическая фракция, выделенная методом высокоэффективной жидкостно-адсорбционной хроматографии, также внедренным автором.

В четвертой главе рассматриваются полученные автором данные по углеводородному составу нефтей Варандей-Адзьвинской зоны. Для разделения нефтей на геохимические типы (классы, группы) были применены показатели, отражающие распределение нормальных, изопренодпых апканов и ароматических серосодержащих соединений.

Попытки выделить группы нефтей ВАЗ на основе известных диаграмм Коннона-Кассоу (1980) и Дорогочинской (1993) не увенчались успехом, что связано с отсутствием контрастных различий в генезисе исследуемых нефтей - согласно диаграмме Коннона все исследованные нефти являются характерными иефтями морского генезиса.

Наиболее отвечающими нашим задачам оказались диаграммы вида Pr+Ph/Cn+Cis -2*Ci9/Ci8+C2o и ХБТ/ЕДБТ - 4-/1-МДБТ, использование которых в сочетании с данными по распределению полициклических бномаркеров позволило выделить пять генетических типов нефтей Варандей-Адзьвинской зоны. Поскольку процессы биологического окисления нефти способствуют потере ею нормальных и изопренондных алканов, искажению состава АСС, нам не удалось учесть в проведенной типизации данные по биодеградированным нефтям, поэтому выявление их генетических связей было выделено нами в отдельную задачу.

К первому типу отнесены нефти верхпедевонских отложениях северной часта Сарембой-Няртеягинского вала - Медынского, Мядсейского (Djf2) и Тобойского (Оз£г" месторождений, а также Южно-Торавейского (ЭзГш) и Осовейского (S2 и D|) месторожденш вала Сорокина. Распределение н-алканов в нефтях первого типа не имеет локальны? максимумов, а общий смещен в сторону низкомолекулярных соединий. Показатель Pr/Ph 1 этих нефтях меньше единицы и составляет 0.72-0.86 (у нефген Осовейского месторожденш 1.36-1.56). В распределении АСС резко преобладают соединения ряда бензотиофена значение ХБТ/1ДБТ достигает в них 3.37-17.43, что указывает на преобразование керогена i условиях карбонатной минеральной матрицы. Величина отношения 4-/1-МДБТ составляем 0.83-1.89, что соответствует началу главной фазы нефтеобразования (ГФН). Отношешк C21.C2r.C29 сфр стеранов в нефтях первого типа - 34.9:19.5:45.5 - указывает н; формирование состава исходного ОВ в условиях морского осадконакопления. Следуе' отметить, что распределение стерановых УВ достаточно близко во всех исследованны: нефтях и в общем характерно для «морских» палеозойских нефтей.

Нефти второго типа залегают на Нядейюском (Dj), Северо-Сарембойском (Djl) Талотинском (Djfi)> Усть-Талотинском (Dip), Зап.-Лекейяпшском (Ujl'i) и Седьяпшско( (Djfi) месторождениях. В отличие or нефтей первого типа, в распределении н-алканов i

Средшше значения геохимических показателей нефтей

Геохимические Тип нефти

показатели 1 2 3 4 5 биодеград.

И 2*С|7/С,6+С|8 1.10 1.40 1.12 1.62 1.05 1.43"

>! ? 2*С,9/С184С2О 1.00 1.00 0.95 1.47 0.98 1.18"

i Pr/Ph 1.00 0.83 1.35 1.11 1.11 0.58"

d а Pr+Pll/C,7+C|8 0.78 0.42 0.48 0.16 0.31 0.35"

и 4-/1-МДБТ 1.26 2.10 5.14 5.08 4.67 2.37

и < хБт/адвт 8.79 0.51 0.21 0.38 0.29 0.19

aßß C27, % 34.9 28.7 32.5 29.9 31.4 33.9

Я aßß С28, % 19.5 30.6 22.0 27.4 26.4 22.2

о, QJ Ö aßß С29, % 45.5 40.7 45.5 42.7 42.2 44.0

aßß/aßß+aaa 0.54 0.47 0.54 0.52 0.56 0.54

к Сл: 22S/(S+R) 0.60 0.59 0.56 0.58 0.57 0.56

C29/C30 0.79 0.72 1.29 0.54 0.79 1.25

£ C33/C34 1.31 0.72 1.29 0.78 0.96 1.18

В продуктах термолиза асфальтеноп, анализы выполнены в Институте энергетики и геологических ресурсов при университете штата Юта (США)

данных нефтях наблюдается резкий локальный максимум на Сп (показатель 2*n-C[7/n-Ci6+i8 для них лежит в пределах 1.24-1.62 (1.40). Величина отношения Pr/Ph ниже единицы (в среднем 0.83). Концентрации дибензотиофенов в нефтях второго тина несколько выше, чем концентрации бензотнофенов (ЕБТ/ХДБТ в среднем 0.51), показатель 4-/1-МДЕТ также несколько повышен и составляет 1.22-4.3 (в среднем 2.1). Нефти второго типа, как и нефти первого, генерировании РОВ морских карбонатов, что также подтверждается величиной соотношения aßß стеранов, равной 28.7:30.6:40.7. Однако нефти второго типа термически более преобразованы.

Залежи нефтей третьего типа расположены в северной части вала Сорокина на Варандейском (Pia+s, Ti), Торавейском (Pja+s, Сз) и Южно-Торавсйском (l'ja+s+ar) месторождениях. Как и для нефтей первого типа, для данных нефтей характерно «гладкое» распределение нормальных алканов, их концентрации плавно снижаются с увсличеним молекулярного веса. Соотношение Pr/1'h выше единицы (1,35 в среднем). Доля низкомолекулярых изопреноидов довольно высока. Отношение 1БТ/1ДБТ невелико (см. таблицу) и отвечает генетической связи данных нефтей с глинистыми ИМИ, а высокий показатель 4-/1-МДБТ свидетельствует об их значительной термической прсобразованности.

Исследованные образцы нефтей четвертого тина относятся к Лабоганскому (C|t), Тобойскому (Di), Наульскому (C|t и Dj), Мядсейскому (Die), Варандсйскому (S+Di) и Зап.-Леккейягнискому (Die) месторождениям. Характерной особенностью распределения н-алканов в нефтях этого типа является резкое преобладание нечетных гомологов, особенно С|7 и С|9. Также обращают на себя внимание низкие концентрации ациклических изопреноидов (см. таблицу). Распределение АСС в нефтях четвертого типа близко к нефтям третьего типа, однако доля бснзотиофенов здесь несколько выше, и данные нефти можно охарактеризовать как катагенно преобразованные «карбонатные нефти». В нефтях четвертого типа, как и в нефтях второго, отмечается низкое значение отношения С33/С34 гопанов (см. таблицу), что может указывать на резковосстановительную обстановку в диагенезе.

Нефти пятого типа выделены нами в верхнесилурийско-нижнедевонских резервуарах Хосолтинского месторождения вала Сорокина. По распределению нормальных и изопрепоидных алканов и АСС эти нефти напоминают нефти третьего, но распределение гопановых УВ резко разграничивает их с последними (см. таблицу). Так, величина отношения аднантан/гопан (С29/С30) у нефтей третьего типа (и бнодеградированных) превышает единицу, а для нефтей всех остальных типов меньше её.

Нефти Седьягинского (Pia), Наульского (Р211 и Т|), Варандейского (ТО и Южно-Торавейского (Рги) месторождений подверглись биодеградации, их характерной чертой является отсутствие на хроматограммах пиков нормальных и изопрепоидных алканов. Однако нам удалось установить генетически обусловленный характер их распределения, для чего был проведен эксперимент по термолизу асфальтенов. Выделенные асфальтепы были помещены в кварцевый проточный реактор, где они выдерживались при 360 "С в течение одного часа,_ продукты распада выносились током азота и конденсировались в ловушке с хлороформом (н. у.). В результате было установлено, что распределение н-апканов в продуктах термолиза аналогично таковому для нефтей четвертого типа. Так, в продуктах термолиза асфальтенов и в нефтях четвертого типа наблюдается резкое преобладание нечетных гомологов н-Сп и С19.

В пятой глане рассматриваются нефтематерннские свойства пород нижнего палеозоя (ордовика, силура, нижнего и верхнего девона) в северной части Печорского бассейна. Нами исследованы валовые показатели нефтенронзводящих свойств пород (содержание Сорг, ХБА, данные Rock-Eval) и показатели, отражающие распределение индивидуальных соединений в растворимой части органического вещества (нормальные и изопреноидные апканы, полицнкличеекпе биомаркеры, ароматические серосодержащие соединения).

Результаты определения содержания Сорг, XБAj общего генерационного потенциала ГСР) и ТМакс были использованы при построении сводного литолого-гсохнмнческого разреза ижнепалеозойских отложений северной части Печорского бассейна (см. рисунок). Изучение олученпого разреза позволило выявить ряд закономерностей распределения РОВ в садочном чехле. В отложениях самой нижней части разреза (в верхнем ордовике и нижнем илурс) выявлена незначительная концентрация Сорг, которая в среднем составляет около .2-0.4 %. Содержание органического углерода возрастает в верхнссилурипских отложениях достигает максимальных величин в отложения нижнего и особенно верхнего девона, щалогичную закономерность проявляет и содержание ХБА в породах: если для отложений рдовика и нижнего силура характерны величины 0.01-0.03% на породу, то для ерхнедевонскнх отложений 0.2 % ХБА не является предельной величиной.

Несмотря на заметную разницу глубин залегания разновозрастных отложений, не аблюдается сильная дифференциация величины Т„,ах по разрезу. Среднее её значение для ород возрастным диапазоном от раннего силура до позднего девона не выходит за пределы 36-438 °С, что свидетельствует о протекании процессов генерации УВ во всей изученной асти разреза. Величина Т шах несколько повышена в ордовикских отложениях, но езначителыюе количество данных по ордовику (2 обр.) не позволяет делать на этой основе кончательных выводов.

Исследование нефтематеринских пород нижнего палеозоя Печорского бассейна оказало, что геперацня нефти могла происходить в силурийских, нижне- и верхнедевонских тложениях. Нефти, произведенные нефтематериискими породами различного тратнграфического возраста, должны иметь генетические различия в распределении иомаркерных углеводородов и АСС.

■ Так, для ОВ доманиковых фаций верхнего девона, обладающих наивысшим гнерацнонным потенциалом в изученной части разреза, характерны высокие концентрации циклических изопреноидов (показатель Рг+Р11/Сп+С|8 часто превышает единицу), а среди 1СС преобладают соединения ряда бензотиофена. Распределение нормальных алкапов не меет локальных максимумов. Для ОВ верхнедевонских отложений также характерно аспределение стерановых У В с резким минимумом на С28 (Сг7:С28:С29 как 35.3:16.2:48.5).

Исследование ОВ силурийско-нижнедевонских отложений показало, что породы илура н нижнего девона отмечаются довольно близким составом основных биомаркерных глеводородов, поэтому их генерационные свойства мы рассматриваем совместно. В составе -алканов в битумоиде, извлеченном из пород силура и нижнего девона, часто преобладают ечетные гомологи, особенно н-Ср (величина С15+2С|7+С1<)/2(С|6+С|8) достигает здесь 1.97), то указывает на формирование состава исходного ОВ из морских водорослей, а величина

Система | отдел 1 Цитологическая колонка c„, % И П <D И О О О О О Т-" ХБА, % Ю см ю г- CNJ Ю О О О Т- см о о* сГ о" о" TGP, мг УВ/г породы ю о см~ ю ¡О f^ т- т- т- т„.„ °с CM t (Л со о со со со со тг ^ ^ TJ- ^r ^t

О ■ T-T^l -ТЧ

к го верхний - -J - -J- 'Qi:-r-7rrr J-L-Д - Ы 1 ♦ 1 1 • / / 1

Т 1 /

и ш 0) а ri" ТТТП 1 /

1 -1-1- -Т^ 1 1 / ■

1 ■ ♦ t 1 1

X ¥ - L LJI- / / 1

s X Г„1 Хгт / / /

/ / - -7 1

СО хгщ /

1 / / / /

к си 5 - i - Г--] - [ - г т 1

X о. 1 ~]ПГО / 1

о >s m I. L EX. / 1

а. > С г п / / / 1 1

о нижний - 11X11 / ■ 1 ♦ \ 1 1 1 1 \ \

ifirll Jcrl- 1 \ \ \

я.О щ • sl'l x irrxii 1 I \

ml т о, Й Ч, а. И а) О! ш Wt¥ ■ ♦ • 480

Условные обозначения: известняк | |Г~| доломит глинистый кергель ^ | ангидрит

Сводный литолого-геохимический разрез нижнепалеозойских отложений северной част Печорского бассейна. Приводятся средние значения.

отношения Pr/Pli, характеризующая обстановки преобразования органического вещества диагенезе, обычно не достигает единицы.

Многочисленные исследования генетической специфики термически зрелых нсфте: генетически связанных с РОВ ордовика по палеозойским бассейнам всего мира (Reed, 198i Fowler, 1992 и др.), показали, что эти нефти имеют ряд общих черт прежде всего распределении нормальных и изопреноидных алкапов: в них резко иреобладют нечетные I

тканы в низко- и средпемолекулярной области - Си, Сп и особенно С19, а концентрации 1-алканов С20+ и ациклических нзонренондов, в частности пристана и фитапа, невелики. [1ефтепроизводящие свойства отложении ордовика обусловлены наличием РОВ, образованного остатками микроводоросли аоеосарзотогрка рг^яса. Разумеется, не все РОВ эрдовика представлено остатками этой микроводоросли, но только она является носителем :пецифическнн генетической информации, позволяющей диагностировать генерацию нефти эрдовикскими отложениями в палеозойских бассейнах.

В шестой главе нами обобщены данные по составу нефтсй различных типов и РОВ нижнепалеозойских отложений северной части Печорского бассейна.

Распределение ациклических и циклических биомаркеров, АСС в нефтях первого типа и РОВ домапиковых фаций верхнего девона показало их возможное генетическое единство. Показатели зрелости нефтей первого типа (см. таблицу) свидетельствуют о невыской степени их термической преобразопанности. Вероятно, что генерация УВ данных нефтей в НМП началась еще в раннепермскую эпоху, когда породы Оз11т достигли стадии МК] преобразования органического вещества в пределах граничащих с Сорокинским и Сарембой-Няртеягинским валами депрессий. Нефти Осовейского месторождения, по-видимому, мигрировали со стороны прилегающего к валу Сорокина борта Хорейверской впадины.

Данные по распределению н-алканов, изопреноидов, АСС, а также полшшклических бномаркеров в нефтях второго типа указывают на то, что их генерация проходила в карбонатных породах из планктоногенпого органического вещества, отлагавшегося в слабо восстановигельных условиях, что в целом отвечает условиям формирования состава РОВ в атурийско-нижнедевонских отложениях. Прямое сопоставление геохимических показателен нефтей второго типа и РОВ силура и нижнего девона свидетельствует в пользу их генетического единства. Миграция нефтей второго типа к месторождениям ВАЗ могла происходить из более глубоко погруженных частей зоны, а генерация их УВ в НМП, возможно, началась уже в среднем карбоне.

Состав нефтей третьего типа и биодеградированных нефтей в северной части вала Сорокина был сформирован в результате смешения нескольких (минимум двух) исходных генетически различных типов нефти, о чем свидетельствует несоответствие распределения н-алканов и изопреноидов в продуктах термолиза асфальтепов биодеградированых нефтей и в нефтях третьего типа, в то время как распределение полшшклических бномаркеров в них практически идентично. Формирование залежей указанных нефтей началось при поступлении У В флюидов из отложений нижнею палеозоя, на что указывает близкое к нефтям второго или четвертого типа распределение н-алканов и ЛСС в продуктах термолиза

асфальтенов биодеградированных нефтей (см. таблицу). Сформированные в результате этого процесса нефтяные залежи были разрушены в приповерхностных условиях. Позднее, когда вышележащие нефтематеринскне породы достигли ГФН, началось дозаполнение ловушек исфтыо отличающегося от первоначального состава. Исходя из того, что залежи биодеградированных нефтей «тяготеют» к средней части вала Сорокина, а залежи нефтей третьего типа - к его северному окончанию, можно предположить, что миграция нефтей третьего типа происходила со стороны Печорского моря.

Нефти четвертого типа имеют характерые признаки нефтей, генетически связаных с РОВ ордовикского возреста, образованного остатками специфичной для ордовика сине-зеленой водоросли 01оеосар$отогрка ргиса. Наиболее контрастно эти признаки проявляются в распределении н-алканов и изопреноидов. Полученные нами данные по распределению АСС в нефтях четвертого типа подтверждают возможность образования нефтей четвертого типа из РОВ карбонатных пород, что отвечает условиям формирования осадочных пород, содержащих остатки & ргЬса. Породы ордовика слабо вскрыты бурением, и палеонтологически существование С. ргиса в Печорском бассейне не доказано. Исходя из модели прогрева ордовикских отложений в пределах Хорейверской впадины можно предположить, что генерация УВ нефтей четвертого типа в нефтематеринских породах началась в раннем фамене или позже.

Заключение

В результате проведенных автором исследовании можно сделать следующие выводы:

1. Нефти Варандей-Адзьвинской зоны не являются генетически едиными. На основании данных но распределению нормальных и пзопреноидных алкапов, ароматических серосодержащих соединений, а также полициклических биомаркеров стеранового и гопанового рядов впервые для Варандей-Адзьвинской зоны выделено пять основных генетических типов нефтей.

2. Формирование состава большей части нефтей Варапдей-Адзьвинской зоны связанс с преобразованием исходного органического вещества в преимущественно карбонатные породах, что впервые показано на основании данных по распределению в нефтя> ароматических серосодержащих соединений. Исключение представляют нефти северноГ части вала Сорокина (верхнекаменноуголыю-пермские залежи), которые генетичсск! связаны с РОВ глинистых пород.

3. Несмотря на значительный диапазон глубин залегания, исследованные нефти имеют близкую степень термической зрелости, что особенно отчетливо проявляется в сходны? значениях биомаркерпых коэффициентов зрелости нефтей. С точки зрения изучения степеш

катагенной преобразованное™ нефтей наиболее информативным показателем является величина отношения 4- /1-МДБТ, которая резко возрастает при катагенезе.

4. Индивидуальный УВ состав продуктов термолиза асфальтенов из биодегради-ровапных нефтей пермских и триасовых отложений вала Сорокина (н-алканы, изопреноиды и АСС) свидетельствует об их генетической связи с нефтями силурийско-нижнедевонского комплекса, а распределение полициклических биомаркеров в данных нефтях сходно с распределением этих же биомаркеров в небиодеградированнных нефтях из верхнекаменноуголыю-триасовых отложении. Такое несоответствие является свидетельством того, что формирование данных нефтяных залежей связано с поступлением нефтяных УВ их разных нефтематеринских толщ.

5. Исследование нефтематеринских пород северо-восточной части Печорского бассейна показало, что во всех стратиграфических подразделениях нижнего палеозоя существуют прослои, содержащие кероген 1-П типов и обладающие высоким нефтематеринским потенциалом при достаточной степени катагенной зрелости (МК1-МК3). По средней величине остаточного нефтематеринского потенциала породы различного возраста можно выстроить в следующий ряд: Оз > > Бг > Б] > О3. При этом следует учитывать, что более древние отложения реализовали большую часть исходного генерационного потенциала.

6. Проведенная автором корреляция в системе нефть - нефтематеринская порода указывает на то, что часть нефтей силурийско-ниженедевонского комплекса генетически, возможно, связана с отложениями карбонатного ордовика, часть - с снлурийско-ннженедевонскими НМП, а часть мигрировала из отложений верхнего девона. Залежи нефтей во франско-турнейском НПС сформировались как в результате миграции нефти из нижележащих комплексов пород, так и за счет собственных источников.

Список работ, опубликованных по теме диссертации

1. Биомаркеры в нефтях Варандей-Адзьвинской зоны // Труды Международного симпозиума "Молодежь и проблемы геологии на рубеже третьего тысячелетня." — Томск, 1996.-С. 143.

2. Генетические особенности нефтей Варандей-Адзьвинской зоны Печорского бассейна. -Сыктывкар, 1998. - 24 с. (Научные доклады / Коми научный центр УрО Российской академии наук; вып. 401)

3. Геохимическая типизация нефтей Варандей-Адзьвинской зоны // Структура, вещество, история литосферы Тимано-Североуральского сегмента: Материалы V научной

конференции Института геологии Коми НЦ УрО РАН. 3-4 декабря 1996 г. -Сыктывкар, 1996.-С. 9-11.

4. Распределение ароматических серосодержащих соединений в нефтях Варандей-Адзьвипской зоны // Там же. - С. 13-14.

5. Изменение углеводородных показателей нсфтей Варандей-Адзьвинской зоны с глубиной //Там же. -С.11-13.

6. Геохимические особенности органического вещества доманнковых фаций // Структура, вещество, история литосферы Тимано-Североурапьского сегмента: Информационные материалы 6-й научной конференции Института геологии Коми НЦ УрО РАН. 3-4 декабря 1997 г. - Сыктывкар: Геопринт, 1997. - С. 23-27.

7. Gloeocapsomorpha prisca ордовика - влияние на состав нефтсй Печорского бассейна И Тезисы докладов Второго Международного симпозиума "Био- и секвенсстратиграфия нефтегазоносных бассейнов". СПб: ВНИГРИ, 1997,-С. 22-23.

8. Продукты термолиза асфальтенов биодеградированных разностей нефтсй вала Сорокина Печорского седнментационного бассейна II Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа. - М.: Изд-во. МГУ, 1998. - С.39-41.

9. Ordovician Gloeucapsomorhpa prisca - the Influence on the Composition of the Pechora Basin Oils // Bio- and Sequence stratigraphy of petroleum - bearing basins: Abstracts. St.-Peterburg, 1997.-PP. 54-55.

10. Organic Geochemistry of the Pechora Basin oils and their Sources // European union ol geosciences 9. Abstract supplement № 1, Terra Nova Vol.9, 1997. (совместно с В.А.Песецкой).

11. Бушнев Д.А. Сероорганические соединения тиофенового ряда в нефтях и органическом веществе пород: использование при геохимических исследованиях // Геология горючих ископаемых европейского севера России. - Сыктывкар, 1998. -С 94-100. (Тр. Института геологии Коми науч. центра УрО Российской АН; Вып. 97.).

12. Высокоуглеродистые отложения ордовикского возраста, образованные Gloeocapsomorpha prisca, как нефтематерннские породы Печорского седиментационного бассейна h Углеродсодержащие формации в геологической истории. Условия формирования, рудоносность, физико-химия углерода, технологии. - Петрозаводск, 1998. - с. 21.

Текст научной работыДиссертация по геологии, кандидата геолого-минералогических наук, Бушнев, Дмитрий Алексеевич, Сыктывкар

ИНСТИТУТ ГЕОЛОГИИ КОМИ НАУЧНЫЙ ЦЕНТР УРАЛЬСКОЕ ОТДЕЛЕНИЕ РОССИЙСКАЯ АКАДЕМИЯ НАУК

ГЕОХИМИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ ФОРМИРОВАНИЯ НЕФТЕЙ ВАРАНДЕЙ-АДЗЬВИНСКОЙ ЗОНЫ ПЕЧОРСКОГО БАССЕЙНА

Специальность 04.00.17 - геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений

Диссертация на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

Научные руководители:

кандидат геолого-минералогических наук

В.А.Песецкая,

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

На правах рукописи

Бушнев Дмитрий Алекс

Сыктывкар, 1998

ОГЛАВЛЕНИЕ

ВВЕДЕНИЕ 3

1. Геология и нефтеносность Варандей-Адзьвинской зоны

Печорского бассейна 7

1.1. Структурный план Варандей-Адзьвинской зоны 7

1.2. Нефтегазоносные комплексы Варандей-Адзьвинской зоны 11

1.3. Нефтеносность Варандей-Адзьвинской зоны 17

2. Органическая геохимия пород и нефтей Печорского бассейна (обзор) 20

2.1. Геохимия нефтей Печорского бассейна 20

2.2. Катагенетическая зональность Печорского бассейна 27

2.3. Генерация углеводородов в осадочном чехле Печорского бассейна 26

3. Геохимические методы исследования нефтей и рассеянного органического вещества пород 31

3.1. Органические соединения, используемые в геохимических исследованиях 31

3.1.1. Ациклические насыщенные углеводороды 31

3.1.2. Полициклические насыщенные углеводороды 38

3.1.3. Ароматические углеводороды 45

3.1.4. Ароматические серосодержащие соединения 48

3.2. Данные пиролитического метода Rock-E val и их интерпретация 52

3.3. Экспериментальная часть 54

3.3.1. Экстракция хлороформенного битумоида и определение содержания органического углерода 54

3.3.2. Анализ распределения нормальных и изопреноидных алканов 55

3.3.3. Анализ распределения ароматических

серосодержащих соединенний 55

3.3.4. Анализ распределения полициклических биомаркеров 56

4. Нефти Варандей-Адзьвинской зоны 58

4.1. Типизация нефтей Варандей-Адзьвинской зоны 5 8

4.2. Геохимические особенности нефтей Варандей-Адзьвинской зоны 68

5. Рассенное органическое вещество пород нижнего палеозоя северо-восточной части Печорского бассейна 87

5.1. Ордовикские отложения 87

5.2. Силурийские отложения 91

5.3. Нижнедевонские отложения 100

5.4. Верхнедевонские отложения 108

5.5. Распределение органического вещества по разрезу 115

6. Условия формирования разнотипных нефтей 118 Заключение 132 Список использованной литературы 134

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность проблемы. Уменьшение разведанных запасов нефти Печорского бассейна и перспективы развития нефтедобычи в его акваториальной части обусловливают применение методов органической геохимии к изучению нефтеносности континентальной части бассейна. Особое внимание следует при этом уделить современным методам: изучению состава биомаркеров нефтей и органического вещества пород, а также пиролизу органического вещества нефтепроизводящих отложений. Результатом таких исследований должна стать геохимическая модель нефтеобразования прилегающей к акватории континентальной части бассейна.

Цель работы заключалась в диагностике условий формирования нефтей Варандей-Адзьвинской зоны из разновозрастных резервуаров на основе комплексного изучения их углеводородного состава (нормальные и изопреноидные алканы, полициклические биомаркеры, ароматические соединения), а также корреляционных построений в системе нефть -нефтематеринская порода по распределению основных углеводородных биомаркеров в нефтях и рассеянном органическом веществе (РОВ) пород. Основные задачи исследования:

1. Исследование распределения циклических, ациклических алканов и ароматических серосодержащих соединений в нефтях Варандей-Адзьвинской зоны методами газожидкостной хроматографии и хромато-масс-спектрометрии.

2. Проведение корреляции нефтей из разновозрастных резервуаров по их углеводородному составу.

3. Выяснение характера распространения органического вещества в осадочных породах разреза нижнего палеозоя северо-восточной части Печорского бассейна и степени его катагенетической зрелости.

4. Изучение индивидуального углеводородного состава растворимого органического вещества из разновозрастных отложений нижнего палеозоя северо-восточной части Печорского бассейна.

5. Проведение корреляции нефть - нефтематеринская порода. Научная новизна. На основе исследований индивидуального углеводородного состава нефтей Варандей-Адзьвинской зоны впервые выявлены пять основных генетических типов нефтей в этой нефтеносной области, а полученные данные по распределению ароматических серосодержащих соединений (АСС) в нефтях позволили установить их связь с нефтематеринскими породами определенного литологического состава. Проведена корреляция в системе нефть -нефтематеринская порода, позволившая установить, что формирование залежей нефтей в силурийско-нижнедевонских отложениях связано как с вертикальной миграцией нефти из отложений карбонатного ордовика, так и с латеральной -из вмещающего комплекса пород. То же касается и залежей нефтей в резервуарах франско-турнейского комплекса. Установлено, что формирование верхнекаменноугольно-триасовых залежей нефтей северной части вала Сорокина происходило в результате сменявших друг друга вертикальной и латеральной миграции из различных нефтематеринских толщ. Практическая значимость работы. Выявленная закономерность распределения нефтей различных геохимических типов и нефтепроизводящих отложений в разрезе Варандей-Адзьвинской зоны позволяет прогнозировать распределение нефтеносности в осадочном чехле Варандей-Адзьвинской зоны, а также в прилегающей к ней акватории Печорского моря, что особенно важно при проектировании дорогостоящих поисков и разведки морских месторождений. Апробация работы. Результаты исследований докладывались на IV, V и VI конференциях Института геологии "Структура вещество, история литосферы Тимано-Североуральского сегмента" (г. Сыктывкар, 1995-97 гг), международном симпозиуме "Молодежь и проблемы геологии на рубеже третьего тысячелетия" (г. Томск, 1997), на Втором международном симпозиуме "Био- и секвенсстратиграфия нефтегазоносных бассейнов" (СПб, 1997), II Международном симпозиуме "Углеродсодержащие формации в геологической истории. Условия формирования, рудоносность, физико-химия углерода, технологии" (г. Петрозаводск, 1998), на II Международной конференции

"Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа" (г. Москва, 1998) и 9-м

съезде Европейского союза геонаук (EUG-9, Strasburg, 1997).

Публикации. По теме диссертации опубликовано 12 работ.

Объем и структура работы. Диссертационная работа состоит из введения,

шести глав и заключения. Текстовая часть изложена на 148 страницах,

содержит 57 рисунков и 27 таблиц. Список использованой литературы

составляет 127 наименования.

Фактический материал. Методом газожидкостной хроматографии автором исследован состав н-алканов, изопреноидов и ароматических серосодержащих соединений в 54 пробах нефти из 16 месторождений Варандей-Адзьвинской зоны, а также в 66 образцах хлороформенного битумоида А, выделенного из пород нижнего палеозоя северной части Печорского бассейна. Для оценки нефтематеринских свойств пород были использованы данные по содержанию в них органического углерода и хлороформенного битумоида, полученные в лаборатории органической геохимии Института геологии Коми НЦ УрО РАН (75 образцов). Дополнительно привлекались данные, полученные методоми Rock-Eval (66 образцов пород) и хромато-масс-спектрометрии (19 образцов битумоидов и 34 пробы нефти) в лаборатории Института энергетики и геологических ресурсов при университете штата Юта (EGI, США) в рамках совместного российско-американского научного проекта. Основные защищаемые положения:

1. Генетическая типизация нефтей. На основании современных методов изучения органического вещества в Варандей-Адзьвинской зоне выделено пять генетических типов нефтей, которые не имеют четкой стратиграфической приуроченности, что подтверждает большое значение вертикальной миграции в формировании нефтяных залежей.

2. Использование АСС в нефтяной геохимии. Впервые для исследуемой территории диагностирована степень катагенной преобразованности нефтей по распределению метилзамещенных дибензотиофенов и установлена связь

нефтей различных типов с нефтематеринскими породами определенного литологического состава.

3. Литологический состав нефтематеринских пород. Установлено, что основная часть залежей нефтей Варандей-Адзьвинской зоны сформировалась за счет рассеянного органического вещества карбонатных пород, что подтверждается рядом показателей, характерных для нефтей, генетически связанных с РОВ карбонатных толщ.

4. Корреляция нефть - нефтематеринская порода. Генетическая связь РОВ отложений силурийско-нижнедевонского комплекса, а также верхнедевонских с нефтями установлена прямой корреляцией состава биомаркеров РОВ и нефтей соответствующих типов. Генетический тип нефтей из отложений карбонатного ордовика предполагается по наличию в ряде нефтей ВАЗ специфичного для ордовика распределения н-алканов и изопреноидов.

Благодарности: автор выражает свою признательность сотрудникам лаборатории органической геохимии С.А.Забоевой и Н.А.Приезжевой за помощь в аналитической работе, директору ТП НИЦ к.г.-м.н. В.И.Богацкому за возможность работы с керновым материалом, руководству ОАО «Архангельскгеолдобыча» и к.г.-м.н. Н.Н.Косенковой за предоставленную для работы коллекцию нефтей и кернового материала.

Автор благодарит за поддержку и ценные консультации сотрудников Отдела геологии горючих ископаемых Института геологии к.г.-м.н. Н.В.Беляеву, Е.О.Малышеву, Т.В.Майдль, Б.А.Пименова и зав. отделом к.г.-м.н. Н.А.Малышева, а также к.г.-м.н. Н.П.Фадееву (МГУ, кафедра геологии и геохимии горючих ископаемых).

Особую признательность автор выражает своим научным руководителям к.г.-м.н. В.А.Песецкой (Институт геологии) и д.г.-м.н. О.К.Баженовой (МГУ).

Выполнение работы было бы невозможно без постоянной поддержки директора Института геологии, академика РАН Н.П.Юшкина, которому автор искрене благодарен.

Глава 1. Геология и нефтеносность Варандей-Адзьвинской зоны

Печорского бассейна.

1.1. Структурный план Варандей-Адзьвинской зоны.

Варандей-Адзьвинская структурная зона Печорского бассейна расположена на северо-востоке его континентальной части (рис. 1).

Тектоническое строение Печорского бассейна в целом и Варандей-Адзьвинской зоны (ВАЗ) в частности подробно рассмотрено в работах В.А.Дедеева, В.Г.Гецена, И.В.Запорожцевой, A.B.Журавлевой, А.Г.Кузнецова, Н.А.Малышева, И.Н.Рыжова, Н.И.Тимонина, Г. Д.Уд от, В.В.Юдина, В.И.Богацкого, А.Н.Шарданова, Ю.А. Россихина, JI.K. Теплова, С.Н. Горецкого, Б.И. Рапопорта, Т.К. Щусь, З.В. Москалюк, В.И. Богацкого., В.Л.Соенко., Б.А.Яралова и других авторов (Тектоника... 1989, Структура... 1982, Россихин и др. 1983, Запорожцева и др. 1986, Удовиченко и др. 1984, Соенко и др. 1984 и 1986, Хабаров, Галявич 1989).

Варандей-Адзьвинская структурная зона состоит из весьма различных по структуре и происхождению тектонических элементов: валов Сорокина, Гамбурцева и Сарембой-Няртеягинского, Мореюсской и Верхнеадзьвинской депрессий (рис. 2).

Вал Сорокина ограничивает Варандей-Адзьвинскую зону на западе от Хорейверской впадины и простирается в северо-западном направлении более чем на 200 км при ширине от 8 до 12 км. Амплитуда вала не превышает 700 метров по подошве доманика, достигая максимума в районе Седьягинской структуры. От неё вал погружается как в северном, так и в южном направлениях. Вал Сорокина ограничен с запада и востока на всем протяжении разрывными нарушениями, но они прослеживаются не по всем горизонтам осадочного чехла. Всего на валу Сорокина выделяется 12 локальных структур, разделенных небольшими седловинами. В северной части вала расположены

Рис. 1. Положение Варандей-Адзьвинской зоны в структурном плане Печорского бассейна. Выкопировка из «Структурно - тектонической карты Тимано - Печорской нефтегазоносной провинции» (под ред. Богацкого В.И., Дедеева В.А. и Шарданова А.Н., 1985) Условные обозначения - см. на рис. 2.

Медынская Перевозная

Варандейскад

^Гобойская

кМядсейская

чЮжно-Мядсейская

Торавейская Южно-Торавейская}

№

Хайпудырская>

Сев.Енганехойская

* а

'стКТалотинская ■

Яр^йтыская

Тамяхинская

О

Л.

Ч-

ь.

Ъг

У-о -о

& &

-о о

■я у

Наульская

Лабоганская

Енганехойская Лекейягинекая

Зап.Леккейягинская

Тамяхинская

4»

>>

СекСарембойская

Седьягинская

у

Т

Ярейягинская"

Сев.Нядейюская

Нядейюская

ЧТаггата некая

ч. СарЬ^бойская ВашутЫаская

УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ

Границы:

Надпорядковые Структур I порядка

и_ Структур II порядка

Локальных структур

Тектонические элементы второго порядка:

1 - Вал Сорокина

2 -Морейюская депрессия

3 - Сарембой - Няртеягинский вал

4 - Вал Гамбурцева

5 - Верхнеадзьвинская депрессия ,

Сямоюская*

Осовейская!

кСтепковожская

Нерчеюская

Л

Хосотинская"

Подверьюская!

Усть.Пяйюская

Л °

I \ Кыктыская

I I [Хасырейская

Черпаюская

/

«Г

оз

-о

МАСШТАБ, км

10 =±=

Рис. 2. Тектоническое районирование Варандей-Адзьвинской зоны. Выкопировка из «Структурно - тектонической карты Тимано - Печорской нефтегазоносной провинции» (под ред. Богацкого В.И., Дедеева В.А. и Шарданова А.Н., 1985)

Варандейская, Торавейская, Южно-Торавейская, Наульская и Лабоганская структуры. В южной части вала располагаются Седьягинская, Ярейягинская, Самаюская, Осовейская, Нерчеюская, Хосолтинская и Подверьюская локальные структуры. Считается, что окончательное формирование структурного плана вала произошло в позднюрское - раннемеловое время (Структура... 1982).

Мореюсская депрессия расположена между валами Сорокина, Сарембой-Няртеягинским и Гамбурцева. Восточный борт депрессии более крутой, чем западный. Длина депрессии составляет примерно 200 км, при ширине около 3040 км. Имея в целом унаследованный характер развития, депрессия приобрела современный вид только в послетриасовое время (Структура... 1982).

Вал Гамбурцева расположен в южной части Варандей-Адзьвинской зоны и имеет северное простирание; его длина составляет примерно 100 км при ширине от 5 до 8 км. Максимальная амплитуда по подошве доманика достигает 800 м. По особенностям тектонического строения вал можно разделить на три части. Северная часть вала погружена сильнее, чем южная. Наиболее контрастно строение вала отмечается по поверхности карбонатов раннепермского возраста, глубины залегания которых в средней части вала составляют около 500 м. В пределах вала выделяются четыре локальные структуры: Черпаюская, Хасырейская, Нядейюская и Северо-Нядейюская. Гипсометрически выше расположены Хасырейская и Черпаюская структуры, их амплитуды достигают 200 м. Хотя ряд особенностей строения сохранился с додоманикового времени, современный вид вал Гамбурцева приобрел лишь в послетриасовое время (Структура... 1982).

Сарембой-Няртеягинский вал является приразломной структурой и ограничивает Варандей-Адзьвинскую зону с востока. Вал имеет северозападное направление и достигает 150 км в длину при ширине до 20 км. Эта структура состоит из двух практически параллельных систем поднятий, разделенных седловиной: Няртеягинского вала, включающий в себя Вашуткинскую, Талотинскую, Томяхинскую, Северо-Томяхинскую и Усть-Талотинскую локальные структуры и Сарембойского вала с Южно-

и

Сарембойской, Сарембойской, Северо-Сарембойской, Западно-Леккейягинской, Леккейягинской, Енганехойской, Северо-Енганехойской, Ярейтыской и Хайпудырской локальными структурами. В северной части Сарембойского вала выделяются Южно-Мядсейская, Мядсейская, Тобойская, Медынская и Перевозная структуры. Из названных структур самой большой амплитудой (700 м) обладает Енганехойская, а гипсометрически наиболее поднята Леккейягинская структура. Северная часть вала является более погруженной, чем южная (Запорожцева и др., 1986).

Верхнеадзьвинская депрессиял протягиваясь с юга на север на расстояние примерно 90 км, обладает формой, близкой к изометричной. Восточный борт депрессии более крутой, чем западный. На юго-востоке локализуется высокоамплитудная (800 м по подошве доманика) Степковожская структура. На юго-западе депрессии также обнаруживается ряд локальных структур: Кыктыская, Усть-Пяйюская. Северная часть депрессии наиболее приподнята и граничит с Сарембой-Няртеягинским валом. С запада депрессия ограничена валом Гамбурцева, а юго-восточные границы Верхнеадзьвинской депрессии совпадают с границами Варандей-Адзьвинской структурной зоны и гряды Чернышева (Тектоника, 1989).

1.2. Нефтегазоносные комплексы Варандей-Адзьвинской зоны

Для системного изучения процессов осадконакопления в седиментационных бассейнах широко используется понятие цикличности седиментогенеза и сопряженное с ним понятие нефтегазоносных комплексов (НТК) (Циклы..., 1981). Изучению у