Геолого-геохимические предпосылки нефтегазоносности верхнепротерозойских отложений Мезенского бассейна

Кузьмин, Дмитрий Александрович

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Геолого-геохимические предпосылки нефтегазоносности верхнепротерозойских отложений Мезенского бассейна
ВАК РФ 25.00.12, Геология, поиски и разведка горючих ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Геолого-геохимические предпосылки нефтегазоносности верхнепротерозойских отложений Мезенского бассейна"

На правах рукописи

КУЗЬМИН ДМИТРИЙ АЛЕКСАНДРОВИЧ

ГЕОЛОГО-ГЕОХИМИЧЕСКИЕ ПРЕДПОСЫЛКИ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ВЕРХНЕПРОТЕРОЗОЙСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ МЕЗЕНСКОГО БАССЕЙНА

Специальность 25.00.12 - геология, поиски и разведка горючих ископаемых

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

Москва - 2006

Работа выполнена в Федеральном государственном унитарном предприятии Научно-производственного центра по сверхглубокому бурению и комплексному изучению недр Земли «Недра» (ФГУП НПЦ «Недра»), г. Ярославль и на кафедре геологии и геохимии горючих ископаемых геологического факультета Московского государственного университета им. М.В. Ломоносова

Научный руководитель доктор геолого-минералогических наук,

профессор

Баженова Ольга Константиновна

Официальные оппоненты доктор геолого-минералогических наук,

Сидоренко Светлана Александровна

кандидат геолого-минералогических наук, Косенкова Наталья Николаевна

Ведущее предприятие Российский университет нефти и газа

им. И.М. Губкина

Защита диссертации состоится « 12 » мая 2006 г. в 14 часов 30 минут на заседании Диссертационного совета Д 501.001.40 при Московском государственном университете им. М.В. Ломоносова по адресу: 119899, Москва, ГСП-2, Ленинские горы, МГУ, геологический факультет, ауд. 829.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке геологического факультета МГУ им. М.В. Ломоносова, зона «А», 6 этаж.

Автореферат разослан « 12 » апреля 2006 г.

Ученый секретарь диссертационного совета

Картошина Е.Е.

^006$- Ц39

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы В последнее время, когда происходит истощение разведенных запасов УВ сырья в фанерозое, перспективными объектами на прирост-запасов становятся древнейшие на Земном шаре - верхнепротерозойские осадочные образования. Проблема нефтегазоносности верхнего протерозоя стала широко известным фактом и представляется на сегодня одной из самых актуальных.

За последние 30 лет в протерозойских отложениях различных древних платформ были открыты месторождения УВ, в том числе крупные на Сибирской платформе, также в Припятском прогибе, в Московской синеклизе получен приток легкой нефти. Нефте- и газопроявления отмечены в докембрийских отложениях всех древних платформ.

Настоящая работа посвящена проблеме нефтегазоносности Мезенского возможно нефтегазоносного бассейна (ВНГБ). Объектом исследования являются верхнепротерозойские толщи и их нефтегазоматеринский потенциал в пределах центральных районов Мезенского ВНГБ. История поисков углеводородов (УВ) в нем начинается с 50-х годов прошлого века. За это время неоднократно проводились нефтепоисковые работы, которые после получения отрицательных результатов временно прекращались.

С начала reo лого-разведочных работ было пробурено 14 поисково-параметрических скважин на объектах подготовленных сейсморазведкой по палеозойским отложениям. В это же время, по данным сейсмических исследований, была установлена большая мощность докембрийских отложений, с которыми стали связывать перспективы поисков УВ.

На современном этапе нефтепоисковых работ в Мезенском ВНГБ существенно выросший уровень проводимых исследований, позволил получить высококачественную информацию о строении осадочного чехла, не сравнимую с той, что имелась на ранних стадиях изучения этой территории. В связи с этим, результаты изучения верхнепротерозойских отложений, представляют несомненный интерес при поисках УВ в древних отложениях.

Цель и задачи исследований оценка перспектив нефтегазоносности верхнепротерозойских отложений на основе комплексных геолого-геохимических исследований каменного материала и рассеянного органического вещества (РОВ) центральной части Мезенского ВНГБ.

Основные задачи исследования:

- дать геохимическую характеристику РОВ верхнепротерозойских отложений;

- выделить нефте- и газоматеринские толщи, оценить их нефте- и газоматеринский потенциал и степень его реализации;

- изучить геохимические параметры углеводородных биомаркеров;

- оценить степень катагенетической преобразованности РОВ;

- определить закономерности распределения геохимических параметров РОВ и выявить по ним корреляционные связи;

- провести сравнительную оценку перспектив нефтегазоносности.

Фактический материал и методика исследований В основу диссертационной

работы положены результаты геохимического изучения автором коллекции каменного материала, отобранного из верхнепротерозойского разреза скважины №21-Средненяфтинская. Большая часть исследований была выполнена с применением методов пиролитических и хроматографических исследований в лабораториях ФГУП НПЦ «Недра» и ВНИГНИ.

Кроме результатов личных исследований, в работе также использовались опубликованные и фондовые материалы по геологическим, геохимическим, литологическим и другим видам исследований выполненным в МГУ, ВНИГРИ, Коми НЦ УрО РАН, ФГУП «Спецгеофизика», НТЦ «Рифей», ПИН РАН, ВНИИгеосистем.

Пиролитические исследования, включающие термическую масс-спектрометрию (ТМС), и, собственно пиролиз (Коск-Еуа1), проводились по 40 образцам керна и 400 пробам шлама, предоставленных ОАО «Архангельскгеолдобыча» для определения концентрации РОВ и величины генерационного потенциала.

В лаборатории МГУ автором выполнена экстракция битумоидов из 25 проб и произведен расчет степени битуминизации Во ВНИГНИ изучены групповой и углеводородный составы битумоидов методом хроматографии, проведен анализ индивидуального углеводородного состава метаново-нафтеновой фракции методом газовой хроматографии и УВ-биомаркеров - методом газовой хроматографии масс-спекгрометрии.

Научная новизна На основе новейших геолого-геохимических данных, впервые для Мезенского бассейна, по всем стратиграфическим уровням рифея, проведено комплексное геохимическое изучение состава РОВ

На представительном фактическом материале, непрерывно по разрезу, прослежены закономерности распределения РОВ и его углеводородного состава, определена степень катагенетической преобразованности Дана характеристика углеводородного состава битумоидов из среднерифейских отложений.

Практическая значимость Результаты исследований были использованы при планировании геолого-разведочных работ на нефть и газ на территории Мезенского бассейна, что позволило уточнить стратиграфический диапазон отложений перспективных на нефть и газ. Выполнена оценка масштабов генерации УВ. Большая часть материалов диссертации использована в отчетах ФГУП НПЦ «Недра» за 20012003 гг.

Апробация работы и публикации Основные результаты работы докладывались на конференциях: «Геологи XXI века» (Саратов, 2002), «Нефть и газ - 2002» (Москва,

2002), «Развитие нефтегазовой геологии - основа укрепления минерально-сырьевой базы» (Москва, 2002), «Проблемы освоения и использования природных ресурсов северо-запада России» (Вологда, 2002), «Эволюция тектонических процессов в истории земли» (Москва, 2004) и вошли в ряд отчетов. По теме диссертации опубликовано 8 работ (1 статья, 4 тезисов докладов и 3 материалы конференции).

Структура и объем диссертации Диссертация состоит из введения, 6 глав и заключения общим объемом 180 страниц, включает 65 рисунков, 24 таблицы и список использованной литературы из 125 наименований.

Автор искренне выражает благодарность научному руководителю - профессору О.К. Баженовой за постановку задачи и всестороннюю помощь.

Автор признателен сотрудникам кафедры геологии и геохимии горючих ископаемых геологического факультета МГУ к.г.-м.н. Н.П. Фадеевой, В.А. Егорову, к.г.-м.н. Э.А. Абле, а также д.г.-м.н. Т.К. Баженовой и к.х.н. О А. Арефьеву за научные консультации, а также сотруднику ВНИГНИ д.г.-м.н. М.В. Дахновой за предоставление аналитического оборудования.

Автор благодарит своего наставника - главного геолога ФГУП НПЦ «Недра» к.г -м.н. В.И. Горбачева за консультации и обсуждение результатов исследований и к.г.-м н. Г.В. Тарханова за помощь в разработке методики.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ ВВЕДЕНИЕ

В работе обобщены результаты ранее выполненных геохимических исследований и проведен широкий комплекс исследований современными технологиями каменного материала и РОВ из разреза верхнепротерозойских отложений Мезенского бассейна.

Подобный широкий комплекс геохимических исследований для территории Мезенского ВНГБ был выполнен впервые и позволил не только выделить в разрезе докембрийских отложений нефтематеринские породы и достаточно детально изучить геохимические особенности ОВ, но и обосновать возможность генерации углеводородов и оценить их масштабы, что безусловно имеет принципиальное значение для оценки перспектив нефтегазоносности этого региона и разработки направлений последующих нефтепоисковых работ.

1. ИЗУЧЕННОСТЬ РАЙОНА

В период с 1771 по 1911 гг получены первые представления о геологическом строении Мезенского осадочного бассейна, а с 1917 г начато его планомерное изучение.

В 50-е годы прошлого века на территории Мезенского бассейна начались нефтепоисковые работы, включающие структурное, параметрическое и поисковое бурение, геофизические и геохимические исследования. Всего пробурено 58 глубоких скважин: 18 скважин вскрыли отложения рифея и 19 - отложения венда. Более половины (30) скважин расположены на северо-западе, севере (5 скважин) и юго-

востоке (9 скважин). По результатам бурения стратифицирована, в основном, фанерозойская часть осадочного чехла и верхи протерозоя.

По результатам геофизических исследований выполнено: составлены схемы структур рельефа поверхности кристаллического фундамента в масштабах от 1:200000 до 1:20000 и гипсометрические карты кровли дочетвертичных отложений (1963-77 гг); выделены основные тектонические элементы (1961-67 гг); выделена плотностная граница по кровле рифея (1980 г); подтверждены отражающие горизонты в отложениях палеозоя (1962 г); выделены отражающие горизонты в палеозойских, вендских и рифейских отложениях, получены первые данные о тектоническом строении верхнего протерозоя (1992-99 гг).

По результатам региональных сейсмических исследований МОГТ и данных бурения скважин, были построены (НТЦ «Рифей», 2002-03 гг) структурные карты по поверхности фундамента и рифейских отложений масштаба 1:1 000 000.

Первые геохимические исследования пород включали люминисцентную битуминологию и определение содержания органического углерода (Сорг) Затем появилась возможность выделять органическими растворителями из пород битумоиды и более подробно их изучать: определять фракционный состав хлороформенных битумоидов (ХБ), элементный состав и др. Изучались главным образом наиболее молодые из верхнепротерозойских отложений - вендские. Позже, изучаются и более древние - верхнерифейские отложения В комплекс исследований пород и ОВ входят методы изотопии, пиролиза, газовой хроматографии, хромато-масс-спектрометрии и др.

2. ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ РАЙОНА

2.1. Стратиг рафия

Стратиграфическое расчленение верхнего протерозоя, в основном, проводилось по опорному разрезу скв. Средненяфтинская-21, пробуренной в пределах Мезенского мегавала, разделяющего Сафоновский и Лешуконский прогибы. Скважиной вскрыты мезозойские и палеозойские (инт 0-786 м) и верхнепротерозойские (инт. 786-4203 м) осадочные образования.

Архейский кристаллический фундамент вскрыт только в центральной части бассейна в пределах Ценогорского и Уфтюгского выступов и в западной - в области Балтийского щита. Породы представлены, в основном, гнейсами.

Осадочный разрез сложен среднерифейскими, верхнерифейскими и верхневендскими, а также палеозойскими и мезозойскими отложениями (Рис. 1).

Среднерифейские отложения, на территории Мезенского бассейна впервые выделены в объеме вашкинской свиты (инт. 3480-4203 м), которая представлена светлосерыми песчаниками, серыми алевролитами, аргиллитами и алевролитами.

ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКИЙ ПРОФИЛЬ ПО ЛИНИИ I-I

ГЕОЛОГО-ГЕОФЮИЧЕСКИв ПРОФИЛЬ ПО ЛИНИ П-11

ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКИЯ ПРОФИЛЬ по линии га-ш

Рис. 1. Геолого-геофизические профили через Мезенский ВНГБ

Верхнерифейские отложения, начинаются с пезской свиты (инт. 2858-3480 м), которая сложена темноцветными аргиллитами переходящими в светло-серые песчаники. Их сменяют красноцветные песчаники дорогорской свиты (инт. 2530-2858 м).

Вышезалегающие морские отложения сафоновской серии, в нижней части, сложенные темноцветными терригенными отложениями, относятся к лешуконской свите (инт 2134-2530 м), а в верхней части, представленные темноцветными карбонатно-глинистыми отложениями - к няфтинской свите (инт. 1937-2134 м). Завершают осадочный цикл красноцветы уфтюгской свиты (инт. 1880-1937 м).

Верхневендские отложения, залегающие со стратиграфическим несогласием на рифейских отложениях, подразделяются на редкинский и котлинский горизонты.

В основании редкинского горизонта залегают серые песчаники тамицкой свиты (инт. 1842-1880 м), которые сменяются переслаивающимися зеленоцветными глинами и сероцветными алевролитами и аргиллитами лямицкой (инт. 1719-1842 м), верховской (инт. 1546-1719 м) и зимнегорской (инт. 1432-1546 м) свит.

Отложения котлинского горизонта начинаются с терригенных пород красавинской свиты (инт. 1241-1432 м), сменяющиеся на красноцветные глины и серо- и зеленоцветные песчаники мезенской свиты (инт. 943-1241 м). Завершает разрез венда серо- и красноцветной песчаной толщей падунская свиты (инт. 786-943 м).

Палеозойские отложения выделены в объеме силурийской, девонской, каменноугольной и пермской систем.

Силурийские и девонские отложения мощностью от 60 м до 1,5 км, вскрытые только в районе Пешской впадины, с большим стратиграфическим перерывом залегают на размытой поверхности верхнего венда.

Каменноугольные карбонатно-терригенные отложения мощностью от 130 до 420 м и пермские, в основном, карбонатные отложения имеют мощность от 330 до 1300 м.

Мезозой представлен толщей (от 67 до 360 м) терригенных пород нижнего триаса и юры, которые несогласно перекрываются осадками четвертичного возраста.

2.2. Тектоника

Мезенский ВНГБ занимает северную часть Русской плита Восточно-Европейской платформы и расположен между Балтийским щитом и складчатыми сооружениями Тимана. В южной части, бассейн соединяется с Московской синеклизой, на севере -продолжается в акваторию Белого моря.

Архейско-нижнепротерозойский кристаллический фундамент Мезенского бассейна перекрыт рифейскими отложениями, выполняющими глубокие грабены, а на востоке -перекрывается сплошным чехлом отложений верхнего венда и палеозоя.

В строении осадочного чехла принимают участие два комплекса: доплитный (верхнепротерозойский) и плитный (верхнепротерозойско-фанерозойский).

Доплитный комплекс преимущественно терригенный, объединяет морские, прибрежно-морские и континентальные образования. Комплекс подразделяется на нижний (средний рифей) и верхний (верхний рифей) структурные этажи. Нижний этаж, преимущественно, выполняет, а верхний - нивелирует отрицательные формы рельефа кристаллического фундамента. Мощность этого комплекса, по данным сейсмических исследований, достигает 8 км.

Плитный комплекс подразделяется на нижний (верхнепротерозойский) и верхний (фанерозойский) структурные этажи.

Нижний этаж представлен верхним вендом, который формирует синеклизные отложения с моноклинальным погружением с запада на восток от 0,8 до 1,5 км.

Верхний, фанерозойский этаж, подразделяется на три подэтажа: нижний (силурийско-девонский), средний (каменноугольно-нижнепермский) и верхний (верхнепермско-кайнозойский). Первый развит в районе Пешской впадины, а два последующих имеют площадное развитие с погружением с запада на восток.

В составе Мезенской системы рифейских палеорифтов выделяются три основных ветви: Керецко-Лешуконская, Сафоновская и Онежско-Двинская. Их наличие определяет современное тектоническое районирование бассейна, где в качестве структур первого порядка выделяются Лешуконский, Керецкий и др. пропибы, выраженные в рельефе фундамента как крупные рифтовые грабены, разделенные выступами: Мезенский мегавал, Вашкинский и Несско-Тылугский своды и др.

2.3. История геологического развития

По северо-восточной периферии Восточно-Европейской платформы в раннем-среднем рифее заложили«, грабенообразные палеоструктуры: Беломорский, Ладожский и Онего-Кандалакшский авлакогены. Осадконакопление шло в изолированных грабенах, где накапливались мощные красноцветные песчаные толщи с пачками конгломератов.

В среднем рифее, в связи с формированием Тимано-Баренцевоморской пассивной континентальной окраины, развилась Мезенская система рифтов, крайним юго-западным звеном которой является Онежско-Двинская рифтовая зона. Формирование палеобассейнов началось с накопления красноцветных терригенных осадков, которые сменялись мелководвоморскими темноцветными песчано-глинистыми отложениями.

В позднерифейский этап палеорифтовая система представляла собой краевую зону обширного морского бассейна, в котором происходило накопление, как темноцветных терригеннйх отложений, так и пестроцветных и красноцветных образований формировавшихся в мелководных условиях.

Вендский период - это начальный период формирования плитного комплекса платформы, когда вместо авлакогенов и грабенов формировались впадины, где осадконакопление происходило преимущественно в морских условиях.

Между завершением вендского периода и началом отложения среднедевонско-нижнепермского комплекса образований в пределах всего бассейна фиксируется перерыв в 120-160 млн. лет. Мелководные шельфовые моря в это время существовали по периферии крупных континентальных массивов. Только со второй половины среднедевонской эпохи моря начали проникать на территорию Мезенского бассейна

В каменноугольно-раннепермское время накопление сульфатно-карбонатных толщ происходило на всей площади бассейна в мелководных морских условиях.

Преимущественно красноцветные толщи верхней перми, триаса и нижней юры накапливались в мелководно-морском бассейне.

Разрез плитного комплекса завершают маломощные континентально-морские осадки антропогена накопившиеся в спокойной тектонической обстановке

3. НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ

3.1. Верхнепротерозойские осадочные отложения мира

Осадочные бассейны с доказанной либо предполагаемой нефтегазоносностью в отложениях позднего докембрия известны на всех древних платформах: ВосточноЕвропейской, Индостанской, Аравийско-Нубийской и др. На Сибирской и Сино-Корейской платформах в отложениях протерозоя были открыты крупные и гигантские месторождения нефти и газа На Австралийской, Северо- и Южно-Американской платформах из отложений этого возраста получены притоки нефти и газа, выявлены интенсивные нефтегазопроявления.

3.2. Верхнепротерозойские осадочные отложения Мезенского ВНГБ

В Мезенском ВНГБ прямые признаки нефтегазоносности верхнепротерозойских отложений выявлены пока только в виде притока горючего газа из вендских отложений в скв. Оменская-1. Проявления вязкой нефти установлены в ряде скважин, пробуренных на Южном Тимане, где нефть заполняет трещины в кварцитах и сланцах. Присутствие твердых нафтидов также зафиксировано в песчаниках верхнего рифея в скв. Сторожевская-1.

При испытании рифейских и вендских отложений в ряде скважин рассматриваемого бассейна, часто наблюдалось выделение растворенного газа с повышенным содержанием в нем УВ компонентов.

4. ГЕОХИМИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАССЕЯННОГО ОРГАНИЧЕСКОГО ВЕЩЕСТВА ВЕРХНЕПРОТЕРОЗОЙСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ

4.1. Методика проведения исследований

Основная часть исследований верхнепротерозойских толщ и их нефтегазоматеринский потенциала выполнялась на аналитическом комплексе «Литотерм 1000» (аналог «Яоск-Еуа!»). Технология представляет собой комплексный метод анализа состава и физико-химических свойств веществ, сочетающий термический и масс-спектрометрический методы (ТМС).

В процессе термолиза пробы горной породы определяются основные пиролитические параметры, необходимые для оценки нефтегазогенерационных свойств РОВ пород: концентрация остаточного органического углерода (ROC), содержание свободных (Si) и пиролитических (S2) УВ, катагенетическая преобразованность по температуре максимального выхода (Тшах), оценка качества и степени реализации потенциала (Ш и OPI).

По ряду проб исследованных методом ТМС проводились контрольные замеры методом «Rock-Eval» (ВНИГНИ, ВНИИгеосистем), которые подтвердили достаточно хорошую сходимость полученных результатов.

Дополнительно, методикой ТМС, были определены следующие аналитические параметры: групповой состав УВ; концентрации пиролитического метана (S2Ch4); количественное определение форм серы в породах.

Также были выполнены химико-битуминологические исследования, которые включали: горячую экстракцию ХБ и определение его группового состава; изучение индивидуального углеводородного состава метаново-нафтеновой фракции методом газовой хроматографии (ГХ): определение состава и строения биомаркеров с помощью хромато-масс-спектрометрии (ГХ-МС).

4.2. Распределение рассеянного органического вещества

Рифейские отложения

Ранее выполненные геохимические исследования были проведены, преимущественно, по верхней части верхнерифейских отложений. В некоторых работах верхнерифейские отложения принимались за нижневендские.

Согласно результатам этих работ средние содержания Сорг сафоновской серии изменяются от 0,15 %, преимущественно, в центральной части бассейна до 0,20 % в восточных районах. Максимальные концентрации Сорг составляют 0,36 % (скв. Лешуконская-1) и 0,85 % (скв. Сафоновская-1). Выход ХБ, в целом, незначительный -средние значения для всех типов пород изменяются от 0,0050% до 0,0152 % на породу. В отдельных образцах концентрация ХБ достигает 0,06-0,08% (аномально высокое значение составляет 1,16 %). Величина битумоидного коэффициента ф) указывает на сингенетичные (от 2,1 до 5,8%) и параавтохтонные (от 15,6 до 23,0%) битумоиды. Увеличение значений р намечается с северо-востока на юго-запад: рсред в пелитовых породах верхней части верхнего рифея изменяется от 3,8 % (скв. Оменская-1) до 4,2 (скв. Лешуконская-1) и 4,6 % (скв. Сафоновская-1). Аномально высокая битуминозность (р = 42,6 %) установлена в скв. Лешуконская-1 (Дедеев, 1986).

Содержание углерода в элементном составе варьирует от 77,63 до 79,70%, водорода - от 9,10 до 10,77 %, что указывает на высокую степень восстановленное™ ХБ. По площади элементный состав относительно сходный, а по разрезу, степень

восстаяовленности увеличивается с глубиной. Значения атомарных отношений (Н/Сэт 1,839-1,846 и О/Сет 0,108-0,09) определяют сапропелевый тип исходного РОВ.

В групповом составе ХБ концентрация УВ изменяется от 38,0 до 55,8 %. В центральной части Сафоновского прогиба отмечается преобладание смол над маслами, к северу, и в западной части Пешской впадины это соотношение изменяется на обратное (масла составляют 52,6 и 55,8 %, смолы - 40,0 и 43,1 %). Концентрация асфальтенов уменьшается (от 15,8 до 4,3 %) с юга на север, от Сафоновского прогиба к Пешской впадине. Бензольные смолы преобладают (в 1,2-6 раз) над спиртобензольными (Микерина, 1976).

Содержание РОВ для слабовосстановительных фаций изменяется от 0,15% до 0,2%. Значения Р изменяются от 1,45 до 1,7%, что характеризует битумоиды как остаточные автохтонные.

В юго-восточной части Вычегодской впадины, вскрытая рифейская толща, представлена, как карбонатными (скв. Кельминская-1), так и терригенными (скв. Сторожевская, Сереговская) отложениями.

В терригенных отложениях, концентрация Сорг изменяется от 0,14 до 0,24 % (при аномально высоком значении 0,93 %), а в карбонатных - варьирует от 0,14 до 0,28 % (при аномально высоком значении - 0,58 %).

Выход ХБ изменяется от 0,003 (скв. Кельтминская-1) до 0,08 % (скв. Сторожевская-1), а в единичных случаях достигает 1,16 %.

По результатам пиролитических исследований, отложения пезской свиты (Сторожевская-1) характеризуются низким генерационным потенциалом (S|+S2 = 0,090,54 мг УВ/г породы). Величина индекса продуктивности (OPI), в целом, меняется незначительно: от 0,1 до 0,22, а в скв. Кельтминская-1 достигает 0,5-0,7, что указывает на высокую степень реализации нефтематеринского потенциала. Значения водородного индекса (НГ) варьируют от 34 до 208 мг/гСорг, что для данной стадии катагенеза с учетом существовавших процессов нефтегенерации соответствует сапропелевому окисленному типу РОВ.

Для получения геохимической характеристики РОВ рифейских и вендских отложений, проведен широкий комплекс исследований по разрезу скв Средненяфтинская-21 на основе современных технологий, что позволило изучить закономерности распределения РОВ и его углеводородный состав (Рис. 2).

В среднерифейских отложениях вашкинской свиты (инт. 3480-4203 м) концентрация ROC (ROC - «residual organic carbon», или остаточный органический углерод, т.е. без учета углеводородной части керогена) не превышает 0,1-0,2 % (среднее - 0,07 %), количество свободных и пиролитических УВ крайне незначительно (S[ до 0,05 и 8г до 0,11 мг УВ/г породы, соответственно), величина Ш не превышает 14 мг УВ/г ROC.

Рис. 2. Геолого-геохимический разрез верхнепротерозойских отложений скв. Средненяфтинская-21 (по данным ТМС)

Низким значениям Si в аргиллитах соответствует и низкая (0,007 до 0,012%) концентрация ХБ. Величина р варьирует от 3,5 до 5,0%, что характерно для сингенетичных битумоидов.

В аргиллитах и алевролитах пезской и дорогорской свит, концентрация ROC, в основном, варьирует от 0,1 до 0,3% (среднее 0,10 и 0,14 %), что незначительно выше, чем в нижележащих отложениях вашкинской свиты.

Концентрация пиролитических УВ также не велика - до 0,16 мг УВ/г породы (при средних значениях 0,02 - для аргиллитов и алевролитов пезской свиты и 0,07 мг УВ/г породы - для аргиллитов и алевролитов дорогорской свиты), а свободных УВ - до 0,06 мг УВ/г породы (средние значения - 0,01 и 0,02 мг УВ/г породы, соответственно), при 1

концентрации ХБ в аргиллитах от 0,012 до 0,022 % и р равной от 4,8 до 22 %.

Степень катагенетической преобразованности РОВ высока (значения Тшах в основном достигают 450-460°С).

По вышеуказанным данным отмечается высокая реализация исходного генерационного потенциала (Н1=5-65 мг УВ/г ROC) пезских и дорогорских отложений

В рифейском разрезе наиболее высокие значения пиролитических параметров установлены в отложениях сафоновской серии (лешуконская и няфтинская свиты) Величина ROC в известковистых аргиллитах и алевролитах изменяется от 0,01 до 0,42 % (среднее - 0,24 %), а в песчаниках не превышает 0,02 %. Аномально высокие (до 1,043,8 %) концентрации ROC установлены в аргиллитах из инт. 2155-2175 м.

Остаточный генерационный потенциал в отложениях сафоновской серии относительно резко возрастает, в отличие от нижележащих отложений Величина потенциала (S2) достигает 1,65 (среднее 0,42) мг УВ/г породы (для лешуконской свиты). Значения Ш изменяются от 24 до 398 мг УВ/г ROC.

В разрезе сафоновской серии (инт 1937-2530 м) значения Тшах варьируют от 430 до 454°С, с явной тенденцией увеличения значений вниз по разрезу.

Сафоновские отложения обогащены свободными УВ: величина S| увеличивается от 0,02 до 0,44 мг УВ/г породы вверх по разрезу. Величина ХБ изменяется от 0,016 до 0,037%, при р от 4,7 до 12,3 %, что свидетельствует о присутствии битумоидов как остаточных, так и сингенетичных. Максимальной битуминозностью (ХБ=0,146%, Р=46 %) обладают отложения лешуконской свиты (инт. 2445-2455 м), что явно отражает примесь эпигенетичного битумоида. i

Таким образом, отложения сафоновской серии (лешуконская свита) относительно обогащены РОВ и имеют наиболее высокие значения остаточного генерационного потенциала и водородного индекса. Степень преобразованности РОВ соответствует уровню завершения главной фазы нефтеобразования (ГФН), что обусловило почти полную реализацию генерационного потенциала на жидкие УВ.

В вышележащих отложениях уфтюгской свиты: в аргиллитах и алевролитах концентрация ROC изменяется от 0,03 до 0,36 % (среднее 0,22 %), при этом концентрация пиролитических УВ в них не превышает 0,25 мг УВ/г породы (в среднем -0,08).

Величина Ш в отложениях не высока: изменяется от 4 до 138 мг УВ/г ROC.

В уфтюгских отложениях установлена повышенная битуминозность пород: и концентрация ХБ составляет 0,049 %, при р равной 16,9 %. Концентрация свободных УВ относительно высока (значения S, изменяются от 0,01 до 0,27 мг УВ/г породы). Реализация генерационного потенциала в отложениях довольно высока - величина OPI изменяется от 0,31 до 0,95 (среднее 0,71), но вероятно отложения обогащены эпигенетичными битумоидами за счет более нижних горизонтов верхнего рифея -лешуконской свиты.

Таким образом, по результатам геохимического изучения рифейских отложений, можно сделать вывод о том, что концентрация РОВ в разрезе, в целом, уменьшается с увеличением глубины. Максимальным остаточным генерационным потенциалом обладают отложения лешуконской и няфтинской свит верхнего рифея. В среднерифейских отложениях вашкинской свиты практически полностью отсутствует РОВ, что также характерно и для нижней части верхнерифейских отложений (пезская и дорогорская свиты).

Вендские отложения

В нижней части разреза верхнего венда (редкинский горизонт) содержание РОВ изменяется от 0,1 до 0,32% (среднее 0,12 %). Количество ОВ увеличивается с северо-востока к центру, а затем уменьшается от центра к западу. Указанные максимальные значения Сорг зафиксированы в Сафоновском прогибе, а минимальные - в Пешской впадине Доля ХБ в отложениях составляет в среднем 0,0058 %, при максимуме - 0,0225 %. Наименьшие значения ХБ (среднее - 0,0034 % на породу) зафиксированы в Пешской впадине и на востоке Сафоновского (среднее - 0,0036 %) прогиба. Повышенные значения зафиксированы в Лешуконском (до 0,0084 %) и на юге Сафоновского (до 0,0225 %) прогибах Аномально высокое содержание ХБ - 0,04 %, установлено в алевролите из южной части Сафоновского прогиба. Средняя величина Р в аргиллитах не превышает 3,0%. В Лешуконском прогибе [3 варьирует от 3,5 до 5,1 %, в Пешской впадине - изменяется от 0,8 до 8,2 % и лишь в отдельных случаях достигает 13,3-18,2 (30) % (Микерина, 1976).

В элементном составе ХБ вендских отложений установлено от среднего (72,23 %) до высокого (82,28%) содержание углерода и повышенное водорода (10,65-12,48%), особенно в районе Пешской впадины, что вероятно обусловлено более высокой преобразованностью пород, в сравнении с остальной территорией бассейна

В групповом составе ХБ доминируют смолы (50-51 %), при повышенной доле масел (43,3-45 %) и низкой асфальтенов (4,7-6,6 %). В составе смол доминируют (в 4-7 раз) спиртобензольные над бензольными смолами.

Характер элементного и группового составов ХБ позволяет сделать вывод о сапропелевом типе РОВ и о его высокой катагенетической преобразованное™ в районе Пешской впадины.

В Вычегодской впадине содержание Сорг в вендских отложениях (скв. Кельтминская-1, инт. 1330-2910 м) незначительно (до 0,10% и лишь в единичных случаях повышается до 0,14 %). По данным пиролиза, генетический потенциал (S2) РОВ не велик - менее 0,05 мг УВ/г породы, а концентрация свободных УВ менее 0,03 мг УВ/г породы, что вероятно подтверждает высокий катагенез РОВ и исчерпание нефтематеринского потенциала.

По данным ТМС терригенных отложений венда, на основе разреза скв. Средненяфтинская-21, следует, что концентрация ROC, в основном, изменяется от 0,10 до 0,20 % и реже достигает 0,44 %.

Генерационный потенциал в изученных отложениях очень низкий: концентрация пиролитических УВ в песчаниках не превышает 0,030 мг УВ/г породы, а в аргиллитах и глинах - не превышает 0,63 и 0,42 мг УВ/г породы (в основном до 0,10 и 0,06 мг УВ/г породы), соответственно.

В верхневендских отложениях скв. Средненяфтинская-21, РОВ незрелое, что отражается в низкой плотности пород, а также низкими значениями Ттах до 430°С, что отвечает градации ПК3.

Следует отметить, что верхневендские отложения относительно обогащены свободными УВ: величина Si в аргиллитах изменяется от 0,03 до 0,31 (среднее 0,10) мг УВ/г породы и в глинах - варьирует от 0,06 до 0,38 (среднее 0,27) мг УВ/г породы. Концентрация ХБ достигает 0,160 %, 0 равна 61,5 %, что указывает на преимущественно аллохтонный генезис ХБ.

4.3. Характеристика углеводородного состава РОВ и битумоидов пород

Определение группового углеводородного состава (методом ТМС) пиролитических УВ показало, что в рифейском разрезе скв. Средненяфтинская-21 с глубиной возрастает доля метановых (от 10-20 % до 15-30 %) УВ и уменьшается - нафтеновых (от 30-40 % до 15-25 %) УВ. Распределение ароматических УВ в разрезе более стабильно, однако в инт. 1900-2500 м их доля увеличивается (от 45-55 до 40-65 %), а ниже, до глуб. 2900 м концентрация варьирует в диапазоне 45-50 %.

В групповом составе свободных УВ соотношение метановые-нафтеновые-ароматические по разрезу варьирует более резко (инт. 1900-2450 м). Концентрация метановых УВ снижается (от 8-12 до 5-10 %) в инт. 1900-2300 м, затем резко возрастает (до 15-30 %) в инт. 2300-2450 м. Нафтеновые УВ вначале возрастают (от 35-50 % до 45-

65 %) в инт. 1700-2200 м, а затем снижаются (до 30-50 %) в инт. 2200-2900 м. Обратное распределение имеют ароматические УВ: сначала происходит их уменьшение (от 40-50 до 20-40 %) в инт. 1700-2200 м, а затем увеличение (до 40-65 %) на глуб. 2900 м.

В разрезе пезской и вашкинской свит концентрация УВ крайне незначительна, что не позволяет уверенно проследить корреляции в групповом углеводородном составе РОВ.

Отношение нафтеновых и метановых компонентов (п/т) в пиролитических УВ является показателем катагенетического созревания РОВ, которое уменьшается с повышением уровня катагенетической преобразованности (Хант, 1982). По данным исследований в пиролитических УВ в нижней части верхнего венда и верхней части верхнего рифея это отношение изменяется от 0,5 до 4,5 (среднее 1,5). В рифее, отношение п/т закономерно уменьшается от 1,0-3,0 до 0,5-1,0, что отображает возрастание уровня катагенетической преобразованности РОВ.

Результаты изучения группового состава как пиролитических, так и свободных УВ, а также анализ закономерностей его изменения с глубиной, однозначно свидетельствует о том, что РОВ рифейских пород испытало катагенетическое воздействие, отвечающее ГФН и генерировало УВ. Отложения верхнего венда, по-видимому, не достигли уровня ГЗН, тем не менее они обогащены аллохтонными УВ, что позволяет предполагать наличие вертикальной и/или латеральной миграции УВ.

В групповом составе ХБ, в основном, доминируют смолы (33,4-56,9 %), а в них -спирто-бензольные (26,9-45,8 %), причем максимальные концентрации характерны для верхнего венда и сафоновской серии верхнего рифея. Доля УВ увеличивается вверх по разрезу от 23,7-29,3 (в среднем рифее и нижней части верхнего рифея) до 34,0-41,5 % (в верхнем венде и в верхней части верхнего рифея) Обратное распределение с глубиной имеют асфальтены: от 15,3-26,8 (в верхнем венде и верхней части верхнего рифея) до 30,1-33,6 % (в среднем рифее и нижней части верхнего рифея), что указывает на увеличение остаточности битумоидов с глубиной.

Состав ХБ из верхневендских отложений: высокое содержание смол (53,3 %), в том числе спиртобензольных (45,8%) и незначительное - асфальтенов - 15,3%, что в сочетании с высокой степенью битуминизации и значимыми концентрациями ХБ позволяет диагностировать его как эпигенетичный.

По данным газовой хроматографии метаново-нафтеновой фракции ХБ установлено унимодальное распределении н-алканов с максимумом на С|6_|8. Это предопределяет исходное морское ОВ генетически связанное с фитопланктоном

Суммарная концентрация н-алканов изменяется от 43,5 до 51,4 % в рифейских отложениях и составляет 42,7 % в вендских. Концентрация изопреноидов варьирует от 3,1 до 5,3 % в рифее и достигает 10,0 % в венде.

В составе изопреноидов доминируют пристан и фитан с преобладанием последнего (Рг/РЬ<1), что свидетельствует о восстановительных условиях осадконакопления.

В крайне незначительной концентрации присутствуют 12- и 13-монометилалканы, считающиеся характерными биомаркерами протерозойского ОВ.

Из этого следует, что характер распределения н-алканов достаточно однообразен и свидетельствует о едином типе исходного ОВ по всему разрезу, включая венд. Характер распределения изопреноидов однотипен для рифейских отложений и существенно отличен для верхнего венда (Рг/РЬ>1).

С помощью газовой хроматографии - масс-спектрометрии изучены состав и строение полициклических УВ: трицикланов, стеранов и гопанов.

Стерановые УВ представлены в ОВ как регулярными, так и перегруппированными формами. В стеранах С27-С29 в наибольшей концентрации находятся С27 (0,41), в меньшей С2ц (0,33) и в минимальной С29 (0,25). По характеру распределения стеранов, изученные битумоиды соответствуют верхнерифейскому нафтиду (скв. Сторожевская), нефти бассейна Мак-Артур и ОВ нижней части сероцветной толщи (скв. Северо-Молоковская) Крестовского авлакогена Русской плиты, но отличаются от докембрийского РОВ Сибирской платформы, Омана и др. Такое распределение стеранов по генетической классификации характерно, в большей степени, для ОВ фитопланктоногенного генезиса, накапливающимся в морских относительно глубоководных условиях.

В составе терпановых доминируют гопаны. В распределении гопанов отмечается превышение гомогопана С34 над С35. Присутствие гаммацеранов указывает на повышенную соленость бассейна. Параметр С29/С30 (адиантан С29/моретан С30) по гопанам в среднем составляет 0,62, что является показателем глинистого состава НГМТ (т.е. каталитическое воздействие). Также он указывает на морской генезис ОВ, о чем свидетельствует величина отношения трициклических и пентациклических терпанов (Тп/Реп1=0,65) состава С19-С30 (Петров, 1984).

Из вышеприведенных данных следует, что накопление РОВ происходило в морском бассейне в условиях переменной глубины и солености. Исходным материалом для его формирования служили остатки морского фитопланктона (сине-зеленых водорослей - цианобактерий и архебактерий), в значительно меньшей степени -зоопланктона. В диагенезе в рифейское время преобладали, в основном, слабовосстановительные обстановки, а в вендское время - субокислительные.

5. НЕФТЕГАЗОМАТЕРИНСКИЕ ТОЛЩИ 5.1. Условия формирования нефтегазоматеринского потенциала Протерозойская эпоха (1,8-0,6 млрд.лет) была одним из главнейших этапов биологической эволюции живых организмов, для нее характерно возрастание биомассы в осадках и соответственно массы отмирающего вещества (Сидоренко, Теняков, 1981).

Для качества ОВ во многом определяющим является состав продуцентов РОВ, основными из которых были прокариоты (простейшие сине-зеленые водоросли) и эукариоты (зеленые, красные, бурые водоросли) За последнее время накоплен большой материал по строению докембрийских микрофоссилий и микрофитопланктона из протерозойских отложений Русской плиты (НА. Волкова, Б.М Келлер, В.В. Меннер, М.Е. Раабен, Б.С. Соколов, Б.В. Тимофеев, Е.Д. Шепелева, А.Ф. Вейс и др.).

Состав микрофоссилий и их обилие в отложениях сафоновской серии (няфтинская и лешуконская свиты) свидетельствуют о существовании биоса в «оптимальных» (среднеглубинных) и тиховодных условиях обитания и захоронения микроорганизмов, что благоприятно отразилось при накоплении и формировании РОВ.

В отложениях пезской и вашкинской свит состав микрофоссилий относительно беден по сравнению с отложениями сафоновской серии. Самые характерные морфотипы пезских отложений, в наибольшей степени, свойственны относительно мелководным зонам нижней сублиторали, что менее способствовало сохранности ОВ в диагенезе.

В позднем венде, в тамицкое время, в континентальных условиях существовали временные мелководные бассейны населенные лишь нитчатыми морфотипами и синезелеными водорослями

В верховское и последующее зимнегорское время осадконакопление происходило в относительно глубоководной части палеобассейна и вдали от берега при значительной транспортировке детрита от места обитания до места захоронения. Почти все ОВ, производимое планктоном, потреблялось экосистемами или окислялось в столбе воды, и до дна доходила лишь его малая часть.

Таким образом, наиболее благоприятные условия для седиментации ОВ существовали в сафонофское время, в которое происходил «расцвет» жизнедеятельности рифейской экосистемы, что создало предпосылки для накопления значительных масс ОВ.

Окислительно-восстановительная обстановка среды в диагенезе во многом определяет условия формирования НГМТ и их генерационного потенциала. Наиболее благоприятными с точки зрения формирования потенциала являются восстановительные фации. По данным Л.А. Гуляевой, показателем восстановительной среды по отношению к ОВ является наличие сульфидной серы и ее соотношение с другими формами серы.

Методом ТМС были определены концентрации форм серы (элементная, органическая и сульфидная). На основе типизации окислительно-восстановительных обсгановок (Л. А. Гуляева) по содержанию в отложениях пирита было установлено, что в рифейском разрезе существовали от окислительных до слабовосстановительных (сафоновское время) обсгановок, а в венде - окислительные обстановки.

5.2. Оценка генерационного потенциала

Для оценки генерационного потенциала породы применялся метод ТМС (аналог пиролитического метода Яоск-Еуа1), при использовании которого также определяются свободные и пиролитические УВ, сумма которых характеризует остаточный нефтегазоматеринский потенциал породы, сохранившийся к данной градации катагенеза. В данной работе проводилось раздельное определение нефтеподобных и газообразных УВ (путем определения выхода пиролитического метана - 82сн4)-

В разрезе верхнерифейских отложений (скв. Средненяфтинская-21) уверенно выделяются достаточно мощные пачки глинистых толщ (X = 112 м) с относительно повышенной концентрацией РОВ (от 0,2-0,42 до 1,04-3,8 %) и небольшим остаточным нефте- (до 1,65 мг УВ/г породы) и газогенерационным (до 0,32 мг СН4/Г породы) потенциалом, которые диагностированы как НГМТ. Основной объем НГМТ приурочен к лешуконской свите.

Реализация нефтематеринского потенциала на данной градации катагенеза (МК3^) составила более 80 %, а газогенерационного потенциала - около 40-60 %. Характерные изменения пиролитических параметров по разрезу свидетельствуют о протекании процессов генерации УВ. Отложения дорогорской и пезской свит верхнего рифея и вашкинской свиты среднего рифея претерпели более «жесткие» катагенетические преобразования соответствующие главной зоне газообразования (ГЗГ) и полностью исчерпали исходный потенциал на жидкие УВ.

5.3. Условия реализации нефтегазоматеринского потенциала

Важной характеристикой РОВ для оценки реализации нефтегазоматеринского потенциала является степень его катагенетической преобразованности. Главными факторами катагенеза являются температура и давление.

Наиболее точно и надежно палеотемпера1уру фиксирует витринит, который в протерозойском разрезе отсутствует. Для оценки степени преобразованности в данной работе использовались физические свойства пород и геохимические параметры РОВ.

Средняя плотность верхнепалеозойских отложений изменяется от 2,0 г/см3 до 2,4 г/см3, в вендских - варьирует от 2,3 до 2,55 г/см3 и резко увеличивается в рифейских отложениях: от 2,6-2,7 г/см3 до 2,8-2,85 г/см3.

Данные углеводородных показателей в рифее по н-алканам и изопреноидам (Кл = 0,23-0,32), стеранам (Кзр'= 0,41-0,53; Кзр2 = 0,74-0,80) и гопанам (КзР=0,61-0,67) свидетельствуют о степени преобразованности не ниже МК2. Для венда углеводородные показатели зрелости неоднозначны: н-алканы и изопреноиды (К! = 0,68), стераны (Кзр'= 0,49; Кзр2 = 0,82), гопаны (Кзр=0,63), что отражает незрелое РОВ по алкановым индексам, а по стерановым и гопановому индексам - зрелое РОВ. Однако, так как в разрезе верхнего венда доля аллохтонных битумоидов резко преобладает, то надежного

показателя катагенетической зональности построенного по этим данным ожидать не следует.

Таким образом, физические свойства пород и геохимические показатели, свидетельствуют о катагенетических несогласиях в рифее и между рифеем и вендом. Впервые катагенетическое несогласие между рифеем и вендом в Мезенском бассейне было выделено Т.К. Баженовой (2002). Нашими детальными геохимическими исследованиями подтверждено наличие этого несогласия и впервые установлено катагенетическое несогласие между вашкинской свитой среднего рифея и пезской свитой верхнего рифея.

Построение модели прогибания и прогрева Средненяфтинской площади позволило установить, что разрез среднего рифея был размыт на границе средний-верхний рифей и составил около 2,3 км, и разрез верхнего рифея был размыт на границе верхний рифей -нижний венд (?) в объеме около 3,2 км (Рис. 3).

О реальных процессах нефтегазообразования в рифее можно судить по наличию в песчаниках верхнего рифея (уфпогская свита) в скв. Сторожевская-1, на глубине более 2,5 км асфальтита. Очевидно, что этот асфальтит генетически связан с ОВ верхнего рифея и представляет собой продукт окисленной нефти, генерированной в позднем рифее и подвергшейся гипергенезу в эпоху предвендского размыва.

Таким образом, можно предполагать, что современные рифейские отложения, залегающие на глубинах от 2,0-2,5 до 4,0 км и более, практически полностью реализовали свой нефтегазоматеринский потенциал в рифейское время. Вендские отложения, вероятно, не являлись нефтегазопроизводящими, так как содержание РОВ в них незначительно и невысока степень катагенетической преобразованности; они обладают ничтожно малым генерационным потенциалом.

6. ОЦЕНКА ПЕРСПЕКТИВ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ

Для оценки прогнозных ресурсов было рассчитано количество сгенерированных и эмигрированных жидких и газообразных УВ (на основе данных Т.К. Баженовой). Для вычисления реализованного потенциала РОВ и толщи, применялось расчетное моделирование разработанное В.А. Успенским.

По результатам подсчета масштабов эмиграции УВ, следует, что наиболее высокие плотности эмиграции характерны для более преобразованной пезской свиты - 0,26-2,10 млн. т/км2 по нефти и 0,10-0,77 млрд. нм3/км2 по газу. Самые низкие плотности характерны для усть-пинежской серии верхнего венда - 0,1-1,3 млн. т/км2 по нефти и 0,03-0,53 млрд нм3/км2 по газу. В отложениях сафоновской серии диапазон плотностей занимает промежуточное положение - 0,30-0,75 млн т/км2 по нефти и 0,08-0,28 нм3/км2 по газу.

Плотности эмиграции нефти из пезской свиты, превышающие 1 млн. т/км3 расположены в районе Лешуконского и Сафоновского прогибов; там же характерны

и наибольшие плотности генерации газа - от 0,5 до 1,0 млрд нм3/км2 На остальной территории предполагаются более низкие плотности, как по нефти, так и по газу. В Вычегодской впадине плотность эмиграции нефти составляет от 0,2 до 1,0 млн. т/кмг и по газу - варьирует от 0,1 до 0,2 нм3/км2.

В отложениях сафоновской серии наибольший диапазон (более 0,5 млн. т/км2 по нефти и более 0,2 млрд. нм3/км2 по газу) эмиграции связан с Лешуконским и Сафоновским прогибами и средней частью Вычегодской впадины

Плотность эмиграции УВ из НГМТ усть-пинежской серии верхнего венда, в основном, связана с Предтиманским прогибом По нефти, плотности более 0,02 млн. т/км2 расположены в пределах Вычегодской впадины.

Суммарное количество эмиграции УВ: жидких - 202,7 млрд. т, газообразных -70,32 трлн. нм3. Из них 110,2 млрд т (69,3%) нефти и 41,2 трлн. нм3 (72,3%) газа генерировалось и эмигрировало в зоне катагенетического несогласия. Вне зон катагенетического несогласия (Предтиманский прогиб) приходится 48,8 млрд. т (30,7%) нефти и 16,6 трлн. нм3 (28,7%) газа (Т.К. Баженова, 2002). Как было приведено выше, почти все сгенерированные и эмигрированные УВ в рифее были аккумулированы в рифейских толщах, а затем произошла эрозия палеоразреза и разрушение залежей УВ. Остаточные залежи УВ переходили в твердое состояние, а газ растворялся в воде.

В некоторых районах (где катагенетическое несогласие меньшее) незначительная генерация рифейскими НГМТ в вендское время могла существовать, вероятно, следы которой, можно наблюдать на примере разреза скв. Средненяфтинская-21. Не исключено, что в таких районах (Керецко-Пинежский прогиб и западнее от него) сохранились мелкие залежи нефти (в сумме не более 10 млн т) и газа (в сумме не более 5 млрд. нм3).

В Вычегодской впадине встречены небольшие нефтепроявления в каменноугольных отложениях на Мулукской и Елмач-Парминской структурах; в скв. Кельминская-1 отмечается битуминозность известняков девона, а также вышеупомянутый асфальтит из верхнерифейских песчаников скв. Сторожевская-1. Эта региональная структура, вероятно, наиболее перспективна среди других во всем характеризуемом регионе.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Впервые для территории Мезенского бассейна выполнено детальное геохимическое исследование РОВ по керну и шламу во всем вскрытом рифейском разрезе одной из глубоких пробуренных в последнее время скважин, а также впервые получена геохимическая характеристика отложений вашкинской свиты среднего рифея.

привлечения ранее полученной информации по геохимическим, геолого-геофизическим, литологическим, палеонтологическим и другим видам исследований, позволило определить условия накопления РОВ и его тип, условия формирования нефтегазоматеринского потенциала, а также обосновать реализацию нефтегазоматеринского потенциала. На основе этих критериев проведена сравнительная оценка перспектив нефтегазоносности Мезенского ВНГБ.

Установлено, что фоновые концентрации органического углерода как в рифейских, так и в вендских отложениях, низкие (в основном, пезская и дорогорская свиты верхнего рифея и редкинский горизонт верхнего венда) и крайне низкие (вашкинская свита среднего рифея) за исключением сафоновской серии (лешуконская и няфтинская свиты) верхнего рифея, где концентрация органического углерода относительно повышена (до 0,4-3,8 %).

В индивидуальном углеводородном составе значительно преобладают среднемолекулярные н-алканы, с невысокой долей изопреноидов. Фациальные обстановки при накоплении РОВ в диагенезе были от окислительных до слабовосстановительных (сафоновское время) при значительных колебаниях глубины морского бассейна, что также определяло формирование состава РОВ. Исходный тип РОВ рифейских отложений отвечает морскому, преимущественно фитогенному, подвергнувшемуся бактериальной переработке в различной степени окисленному.

Состав изученных УВ-биомаркеров показывает схожие параметры с верхнепротерозойским ОВ других регионов Восточно-Европейской платформы.

Аналитически определенный нефтегазоматеринский потенциал является остаточным, то есть большая часть его реализована (степень катагенетической преобразованности от МК2 до АК1). Исходный потенциал был существенно выше: в кровле сафоновской серии реализация составила 80 %, в ее подошве - 90-95 %, а в пезской свите - потенциал полностью исчерпан.

Основная реализация нефтематеринского потенциала происходила в среднерифейское и позднерифейское время, а газогенерационного потенциала - в позднерифейское время Сформированные залежи в районах, где существуют катагенетические несогласия, вероятно, были разрушены еще до позднего венда. Подтверждением генерации рифейскими отложениями в рифее, так и разрушение залежей УВ является присутствие нафтида, биомаркерные показатели которого соответствуют таковым ОВ сафоновской свиты.

Ранее установленное катагенетическое несогласие между рифеем и вендом подтверждено детальными геохимическими исследованиями в разрезе скв. Средненяфтинская-21 и впервые установлено катагенетическое несогласие между отложениями вашкинской свиты среднего рифея и пезской свиты верхнего рифея.

Залежи, образованные в рифейских отложениях, а затем переформированные могли сохраниться в районе Предтиманского прогиба, где катагенетическое несогласие было незначительно, или вообще отсутствует. Также можно предположить, что в глубоких частях рифейского разреза сохранились газовые залежи.

Резюмируя выше изложенные результаты, автором сформулированы основные защищаемые положения:

1. В рифейских отложениях выделены НГМТ с различным генерационным потенциалом. Максимальным исходным генерационным потенциалом обладала сафоновская серия (характеризующихся повышенным исходным нефтематеринским потенциалом), потенциал которой в значительной степени реализован; потенциал пезских и вашкинских свит - полностью истощен.

2. Степень катагеиетической преобразованности рифейских отложений изменяется от МК2.з до АК], а вендских отложений, в основном, - не превышает ПК3. Катагенетическое несогласие между рифеем и вендом, установленное ранее, подтверждено детальными геохимическими исследованиями, также впервые выявлено катагенетическое несогласие между отложениями среднего и верхнего рифея.

3. Основная генерация УВ осуществлялась: среднерифейскими НГМТ в среднем рифее, а верхнерифейскими НГМТ - в позднем рифее (раннем венде?).

4. Сформированные залежи в рифее в центральных районах рассматриваемого Мезенского ВНГБ вероятнее всего были разрушены. Наибольший интерес при поисках УВ с точки зрения сохранности залежей, образованных в рифее, могут иметь районы, где катагенетическое несогласие между рифеем и вендом незначимо, например Предгиманский прогиб.

Список работ, опубликованных по теме диссертации:

1. Рифейские авлакогены как потенциальные источники УВ Восточно-Европейской платформы. Тез. докл. всероссийской научной конференции студентов, аспирантов и молодых специалистов «Геологи XXI века». Саратов, 2002, С. 45.

2. Рифейские авлакогены как потенциальные источники углеводородов ВосточноЕвропейской платформы. Тез. докл. Межвузовской студенческой научной конференции «Нефть и газ - 2002». РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина. М. 2002, С. 27.

3. Геолого-геохимические предпосылки нефтегазоносности центрального и северного районов Мезенской синеклизы. Тез. докл. XVI Губкинских чтений «Развитие нефтегазовой геологии - основа укрепления минерально-сырьевой базы». РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина. М. 2002, С. 47.

4. Рифейские авлакогены как потенциальные источники УВ Восточно-Европейской платформы. Тез. докл. научно-практической конференции «Новые идеи в

геологии и геохимии нефти и газа. Нефтегазовая геология - итоги XX века». М.: Изд-во Моск. Ун-та, 2002, стр. 306-309.

5. Геолого-геохимические предпосылки нефтегазоносное™ центрального и северного районов Мезенской синеклизы. Тез. докл. всероссийской научно-технической конференции «Проблемы освоения и использования природных ресурсов северо-запада России». Вологда, Bol "1'У, 2002, С. 72.

6. Докембрийские нефтематеринские толщи внутриплатформенных бассейнов Восточно-Европейской платформы Молодежная школа-конференция XXXVII Тектонического совещания «Эволюция тектонических процессов в истории земли». Москва, ГинРАН, 2004 (в соавторстве с Баженовой O.K.).

7. Geochemical features of the pre-cambrian biomarkers 21st International Meeting on Organic Geochemistry. Book of Abstracts. Krakow, 2003, p. 199-200.

8. Геохимическое изучение докембрийских нефтематеринских пород Лешуконского прогиба Мезенского потенциально нефтегазоносного бассейна // Вестник МГУ, Серия геология, 2005, №6, С. 45-49.

Подписано в печать 10.04.2006 Формат 60x88 1/16. Объем 1.5 п.л. Тираж 100 экз. Заказ № 509 Отпечатано в ООО «Соцветие красок» 119992 г.Москва, Ленинские горы, д.1 Главное здание МГУ, к. 102

» - 78 30

Содержание диссертации, кандидата геолого-минералогических наук, Кузьмин, Дмитрий Александрович

4 ВВЕДЕНИЕ.

1. ИЗУЧЕННОСТЬ РАЙОНА.

1.1. Геологическая изученность.

1.2. Изученность бурением.

1.3. Геофизическая изученность.

1.4. Геохимическая изученность.

2. ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ РАЙОНА.

2.1. Стратиграфия.

2.2. Тектоника.

2.2.1. Тектоническое строение.

2.2.2. Современная структура.

2.3. История геологического развития.

3. НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ.

3.1. Верхнепртерозойские осадочные отложения мира.

3.2. Верхнепротерозойские осадочные отложения Мезенского ВНГБ.

4. ГЕОХИМИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАССЕЯННОГО

ОРГАНИЧЕСКОГО ВЕЩЕСТВА ВЕРХНЕПРОТЕРОЗОЙСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ.

4.1. Методика проведения исследований.

4.2. Распределение рассеянного органического вещества.

4.3. Характеристика углеводородного состава РОВ и битумоидов.

4.3.1. Углеводородный состав РОВ.

4.3.2. Битумоиды и их углеводородный состав.

5. НЕФТЕГАЗОМАТЕРИНСКИЕ ТОЛЩИ.

5.1. Условия формирования нефтегазоматеринского потенциала.

5.1.1. Характеристика биоценозов поздпего протерозоя.

5.1.2. Фациально-геохимические обстановки в диагенезе.

5.2. Оценка генерационного потенциала.

5.3. Условия реализации нефтегазоматеринского потенциала.

5.2.1. Оценка степени катагенеза.

5.2.2. Условия реализации потенциала.

6. ОЦЕНКА ПЕРСПЕКТИВ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Геолого-геохимические предпосылки нефтегазоносности верхнепротерозойских отложений Мезенского бассейна"

Проблема нефтегазоносности древнейших на Земном шаре верхнепротерозойских осадочных образований стала широко известным фактом и представляется на сегодня одной из самых актуальных. Во всем мире открыто более 400 месторождений, в том числе крупных, связанных с протерозойскими осадочными образованиями. Характерные черты геологического строения таких седиментационных бассейнов - это, прежде всего, большой объем осадочного выполнения и длительная история формирования и развития седиментационных бассейнов, предопределяющая сложные особенности их современного строения и условия образования и сохранности в их пределах промышленных скоплений УВ в древних толщах. Этим, в большинстве случаев, обусловлены не всегда положительные поиски залежей нефти и газа в докембрии и оценка его истинного углеводородного потенциала. Одним из таких осадочных бассейнов является расположенный на севере Восточно-Европейской платформы - Мезенский бассейн.

Мезенский седиментационный бассейн традиционно именуют как Мезенская синеклиза, что подразумевает формирование осадочного выполнения в синеклизную стадию развития. Однако основной объем осадков - более 70 процентов приходиться на рифейские рифтогенные и перикратонные отложения, сформировавшиеся па пассивной окраине в начальный цикл заложения Восточно-Европейского континента и позднедокембрийской эволюции Урало-Монгольского подвижного пояса. Такая позиция требует иного подхода к прогнозу нефтегазоносности Мезенского возможно нефтегазоносного бассейна (ВНГБ).

Настоящая работа посвящена проблеме нефтегазоносности Мезенского ВНГБ. Объектом исследования являются верхнепротерозойские толщи и их нефтегазоматеринский потенциал в пределах центральных районов бассейна. История поисков углеводородов в нем начинается с 50-х годов прошлого века. За это время неоднократно проводились нефтепоисковые работы, которые после получения отрицательных результатов временно прекращались.

На современном этапе нефтепоисковых работ в Мезенском ВНГБ существенно выросший уровень проводимых исследований, позволил получить высококачественную информацию о строении осадочного чехла, не сравнимую с той, что имелась на ранних стадиях изучения этой территории. В связи с этим, результаты изучения верхпепротерозойских отложений, представляют несомненный интерес при поисках УВ в древних отложениях.

Основной целью диссертационной работы являлось оценка перспектив иефтегазоносности верхнепротерозойских отложений на основе комплексных геолого-геохимических исследований каменного материала и рассеянного органического вещества (РОВ) Мезенского ВНГБ.

Основные задачи исследования:

- дать геохимическую характеристику РОВ верхнепротерозойских отложений;

- изучить геохимические параметры углеводородных биомаркеров;

- оценить степень катагенетической преобразованное™ РОВ;

- провести сравнительную оценку перспектив нефтегазоносности.

В диссетрационной работе проведено обобщение и переинтерпретация ранее полученных геохимических материалов на территории Мезенского ВНГБ, а также изложены материалы комплекса геохимических исследований выполненного автором в 2001-2003 гг. Исследования были направлены на детальное изучение РОВ докембрийских осадочных отложений из наиболее изученного разреза (на этой территории) поисково-параметрической скв. Средненяфтинская-21. Результаты выполненной работы позволили изучить тип РОВ, условия его накопления и диагенетического преобразования, оценить нефтегазоматеринский потенциал, уровень катагенетической преобразованное™ и условия генерации углеводородов. Большое внимание было уделено изучению группового углеводородного состава и его трансформации в катагенезе, а также изучению индивидуального состава углеводородов - биомаркеров, что необходимо для решения задач при оценке перспектив нефтегазоносности докембрийских отложений.

Проведение геохимических исследований предусматривало как более полное использование потенциальных возможностей термической масс-спектрометрии, так и применение современных методов органической геохимии, в том числе газовой хроматографии и газовой хроматографии - масс-спектрометрии. Технология термической масс-спектрометрии применялась для выявления зон микроаккумуляции УВ, изучения группового углеводородного состава, фациально-геохимических обстановок в диагенезе, оценки уровня катагенетической преобразованное™ РОВ и установления генерационного потенциала нефте-и газоматеринских толщ. Методами органической геохимии был изучен компонентаый состав хлороформенных битумоидов и индивидуальный углеводородный состав метаново-нафтеновой фракции для определения исходного типа РОВ, условий его формирования и последующих диагенетических и катагенетических преобразований. Исследования проводились в лабораториях ФГУП НПЦ «Недра», МГУ и ВНИГНИ.

Подобный широкий комплекс геохимических исследований для территории Мезенского ВНГБ был выполнен впервые и позволил не только выделить в разрезе докембрийских отложений нефтематеринские породы и достаточно детально изучить геохимические особенности РОВ, но и обосновать возможность генерации углеводородов и оценить их масштабы, что безусловно имеет принципиальное значение для оценки перспектив нефтегазоносности этого региона и разработки направлений последующих нефтепоисковых работ.

С помощью проведенных исследований получены следующие результаты:

1. Выполнена оценка нефтематеринского потенциала вендских и рифейских отложений. Установлено, что максимальным потенциалом, как остаточным, так и исходным обладает лешуконская свита верхнего рифея.

2. Определена степень катагенетической преобразованиости РОВ и выявлены катагенетические несогласия в разрезе.

3. Основная реализация нефтематеринского потенциала и генерация УВ рифейскими толщами происходила до позднего венда.

4. Сформированные месторождения УВ, вероятнее всего, были разрушены еще в ранневендское время.

1. ИЗУЧЕННОСТЬ РАЙОНА

Территория изученного Мезенского ВНГБ занимает северную часть Русской плиты Восточпо-Европейской древней платформы. В южной части, бассейн через район Сухонской седловины без четко выраженной границы сединяется со Среднерусским ВНГБ (Рис. 1). На севере, бассейн продолжается в акваторию Белого моря, на западе от него располагается Балтийский щит, а с юго-запада ограничивает Белорусская седловина. К юго-востоку от Мезенского ВНГБ располагается Сысольский свод Волго-Уральской антеклизы, а с востока его ограничивают складчатые рифейские сооружения Канинско-Тиманской гряды. Мезенский ВНГБ вытянут с северо-запада на юго-восток на расстояние около 700 км, а ширина его достигает 450 км. Площадь около 270 тыс. км2.

Заключение Диссертация по теме "Геология, поиски и разведка горючих ископаемых", Кузьмин, Дмитрий Александрович

Результаты исследования метаново-нафтеновой фракции ХБ методом газовой хроматографии (ГХ) обр. Интервал, м Возраст Pr Ph Pr HC17 Ph hC,8 Ki Ен- алканов, % E изо-пренои-дов, % изопр-ды н-алканы Сщах

1 1750-1760 V2lm 1,12 1,20 0,45 0,68 42,7 10,0 0,23 16; 18

2 1932-1942 R3uf 0,77 0,39 0,20 0,26 48,4 3,7 0,08 -//

3 2053-2230 R3nf-lk 0,71 0,34 0,27 0,29 43,5 3,9 0,09 18; 20

4 2445-2455 R3lk 0,69 0,54 0,16 0,23 49,7 3,1 0,06 16; 18

5 2460-2490 R3lk 0,66 0,44 0,27 0,32 47,0 5,3 0,11 -II

6 2605-2860 R3dr 0,73 0,44 0,27 0,32 48,5 5,3 0,11 -II

7 3284 R3pz 0,45 0,47 0,21 0,25 48,2 4,9 0,10 -II

8 3615-3920 R2vk 0,74 0,56 0,25 0,32 51,4 4,4 0,09 -II

Состав и строение У В биомаркеров

С помощью газовой хроматографии - масс-спектрометрии изучены состав и строение полициклических УВ: трицикланов, стеранов и гопанов (Рис. 39).

В составе терпановых УВ пентацикланы преобладают над трицикланами (Try/Penta в среднем 0,65). Причем, в РОВ верхнего венда отмечена минимальная концентрация трициклических УВ (12,5 %) и максимальная - пентациклических - 55,3 %. Доля стеранов изменяется незначительно (32,2-36,4 %) за исключением обр. 6 (дорогорская свита верхнего рифея), где она составляет 27,5 % (Табл. 18).

Стерановые УВ представлены в ОВ как регулярными, так и перегруппированными формами. В стеранах С27-С29 в наибольшей концентрации находятся С27 (0,41), в меньшей С28 (0,33) и в минимальной С29 (0,25). Соотношение С27/С29 изменяется от 0,97 до 1,9. Наиболее близкие значения отмечаются в венде (1,03) и в лешуконской свите (0,97) верхнего рифея. Отношение С27/С28 изменяется от 1,25 до 1,96, а С28/С29 - от 0,71 до 0,96.

По характеру распределения стеранов, изученные битумоиды соответствуют верхнерифейскому нафтиду (скв. Сторожевская), нефти бассейна Мак-Артур, ОВ нижней части сероцветной толщи (скв. Северо-Молоковская) Крестовского авлакогена Русской плиты и в ОВ венда (бассейн Гранд-Каньон, Северо-Американская платформа), но отличаются от докембрийского РОВ Сибирской платформы, Омана и др. Такое распределение стеранов по генетической классификации характерно, в большей степени, для ОВ фитопланктоногенного генезиса, накапливающимся в морских относительно глубоководных условиях (Рис. 40).

20- обр. 1 Г29 зе

10- m/z 191 Т. Тт Трицикланы | * ЖГ h

1111111111111111 10 15 20 1111111111111111111111 w 111 25 30 35 40 45 50 1 II11 1111 III 1 | III 1 S5 60 65 f

10m/z 217

A/xi.

Масс-фрагментограммы биомаркеров из инт. 1750-1760 м (V2lm)

Рис. 39. Масс-фрагментограммы биомаркеров обр. 6 m/z 191

•0.0

ДСС^С?8 i/MU^

I И И I I I III II 11) I I 10 15 2Q2S 30 35 4Q45S0S5 60 65

Масс-фрагментограммы биомаркеров из инт. 2605-2860 м (R.3dr) обр. 7 m/z 191

11111111111111111111111111111111111111111111111111111111111111 10 15 20 25 30 35 40 45 SO S H)

11111111111111111111111111111111111111111111111 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 65

Масс-фрагментограммы биомаркеров с глуб. 3284 м (Язрг) Продолжение рисунка 39.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

На основании комплекса геохимических исследований, основанного на применении современных методик изучения РОВ (газовая хроматография и хромато-масс-спектрометрия, пиролиз Rock-Eval, термическая масс-спектрометрия), а также привлечения ранее полученной информации по геохимическим, геолого-геофизическим, литологическим, палеонтологическим и другим видам исследований, позволило определить условия накопления РОВ и его тип, условия формирования нефтегазоматеринского потенциала, а также обосновать реализацию нефтегазоматеринского потенциала. На основе этих критериев проведена сравнительная оценка перспектив пефтегазоносиости Мезенского ВНГБ.

Аналитически определенный нефтегазоматеринский потенциал является остаточным, то есть большая часть его реализована (степень катагепетической преобразованности от МКг до AKi). Исходный потенциал был существенно выше: в кровле сафоновской серии реализация составила 80 %, в ее подошве - 90-95 %, а в пезской свите - потенциал полностью исчерпан.

Основная реализация нефтематеринского потенциала происходила в среднерифейское и позднерифейское время, а газогенерационного потенциала - в позднерифейское время. Сформированные залежи в районах, где существуют катагепетические несогласия, вероятно, были разрушены еще до позднего венда. Подтверждением генерации рифейскими отложениями в рифее, так и разрушение залежей УВ является присутствие нафтида, биомаркерные показатели которого соответствуют таковым ОВ сафоновской свиты.

Резюмируя выше изложенные результаты, автором сформулированы основные защищаемые положения:

2. Степень катагенетической преобразованности рифейских отложений изменяется от МК2-3 до АКь а вендских отложений, в основном, - не превышает ПК3. Катагенетическое несогласие между рифеем и вендом, установленное ранее, подтверждено детальными геохимическими исследованиями, также впервые выявлено катагенетическое несогласие между отложениями среднего и верхнего рифея.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата геолого-минералогических наук, Кузьмин, Дмитрий Александрович, Москва

1. Агафонова З.Г. Изопреноидные углеводороды и //-алканы показатели зрелости нафтидов и типа углеводородных флюидов // Геология нефти и газа. 2003. №5. С. 3739.

2. Акрамходжаев A.M. Генетический потенциал продуктивностинефтегазоматеринских пород и его реализация // Осадочно-миграционная теория образования нефти и газа. М.: Наука, 1978. с.76-89.

3. Арефьев О.А., Забродина М.Н., Русинова Г.В. и др. Биометки нефтей волго-Урала // Нефтехимия, 1994, т. 34, № 6, С. 483-486.

4. Белоконь Т.В., Балашова М.М., Горбачев В.И. Перспективы изучения нефтегазоносности верхнедокембрийских отложений востока Русской платформы // Отечественная геология, 1994, №3, С. 3-10.

5. Белоконь Т.В., Горбачев В.И., Балашова М.М. Строение и нефтегазоносность рифейско-вендских отложений востока Русской платформы. КамНИИКИГС, Пермь: ИПК «Звезда», 2001. -108 с.

6. Брод И.О., Еременко Н.А. Основы геологии нефти и газа. М.: Гостоптехиздат, 1957. 480 с.

7. Бурзин М.Б. Отчет по теме: Микропалеонтологические исследования отложений верхнего протерозоя Мезенской синеклизы на базе кернового и промыслово-геофизического материала скв. 21 Средненяфтинская. М., НТЦ «Рифей», 2002.

8. Бурзин М.Б. Основные тенденции в историческом развитии фитопланктона в позднем докембрии и раннем кембрии // Экосистемные перестройки и эволюция биосферы. М.: Наука. 1994. - с.51-62.

9. Бурлин Ю.К., Конюхов А.И., Карнюшина Е.Е. Литология нефтегазоносных толщ. М.: Недра, 1991.287 с.

10. Бушпев Д.А. Основы геохимической интерпретации данных по составу и распределению индивидуальных органических соединений в нефтях и осадочных породах. Сыктывкар: Геопринт, 1999. 48 с.

11. Вассоевич Н.Б. геохимия органического вещества и происхождение нефти. М.: Наука, 1986. 368 с.

12. Вассоевич Н.Б. Происхождение нефти // Вестник МГУ. Серия геология, 1975, №5, С.3-24.

13. Вассоевич Н.Б., Гусева А.Н., Тараненко Е.И. К проблеме нефтегазообразования в докембрийских отложениях // Природа органического вещества современных и ископаемых осадков. -М.: Наука, 1973. С. 150-157.

14. Вейс А.Ф., Петров П.Ю., Воробьева Н.Г. Преобразование фациалыю-экологической структуры древних биот во времени и стратиграфия рифея// Геология и геофизика, 1998, т.39, № 1. с. 85-96.

15. Вернадский В.И. Очерки геохимии. М.; JL: Госиздат, 1927, 368 с.

16. Владимирова Т.В., Капустин И.Н., Орлов В.П., Фёдоров Д.Л. Объяснительная записка «Гипсометрия поверхности кристаллического фундамента центральной и северной частей Восточно-Европейской платформы масштаба 1:2500000», Санкт-Петербург, 2001.

17. Волхонина Т.В., Лобусев А.В., Силантьев Ю.Б. Модель тектонического прогрева и термодинамического развития и перспективы нефтегазоносности Мезенской синеклизы // Геология нефти и газа. 1993. № 8. С. 5-10.

18. Высоцкий И.В., Егоров В.А., Корчагина Ю.И. и др. Оценка перспектив нефтегазоносности Московской синеклизы на генетической основе // Условия образования нефти и газа в осадочных бассейнах. М., 1997, С. 113-121.

19. Вышемирский B.C., Конторович А.Э. Оценка масштабов истощения нефтяных залежей во времени // Геология нефти и газа. 1997. №2. С. 4-9.

20. Гаврилов В.П., Дворецкий П.И., Дунаев В.Ф. и др. Геолология и нефтегазоносность Московской и Мезенской синеклиз. М.: ОАО «Издательство «Недра», 2000. -144 с.

21. Гедберг Х.Д. Геологические аспекты происхождения нефти. М.: Недра, 1966. -123 с.

22. Геохимическое изучение докембрийских нефтематеринских пород Лешуконского прогиба Мезенского потенциально нефтегазоносного бассейна // Вестник МГУ, Серия геология, 2005, №6, С. 45-49.

23. Голованова С.И., Польстер JT.A., Шлейфер М.С. Геохимические особенности верхнепротерозойских и палеозойских отложений северных районов Русской платформы в связи с оценкой перспектив нефтегазоносности // Изв. АН СССР. Сер. геол.- 1968.- 11. С. 77-90.

24. Голубкова ЕЛО. Распространение микрофоссилий в верхнепротерозойских отложениях, вскрытых скважиной Средненяфтинская № 21 // Методические аспекты палинологии. Материалы X Всероссийской палинологической конференции. М.: ИГиРГИ, 2002. С. 62-64.

25. Губкин И.М. учение о нефти. М.; JL: ОНТИ, 1937,250 с.fi, 39. Гуляева JT.A. Геохимические показатели окислительно-восстановительныхобстановок осадкообразования морских терригенных отложений. ДАН СССР, T.XCVIII, №6,1954 г.

26. Гуляева JT.A. Осадки сероводородных бассейнов геологического прошлого. ДАН СССР, т. XCII, №5,1953 г.

27. Гусева А.Н., Лейфман И.Е., Соколов Б.А. Геохимические предпосылки возможности нефтеобразования в в докембрийских породах // Органическая геохимия нефтей, газов и ОВ докембрия. М.: Наука, 1981. -221 с.

28. Дедеев В.А., Пименов Б.А., Аминов Л.З. и др. Прогноз нефтегазоносности Мезенского седиментационного бассейна. Серия препринтов сообщений «Научныерекомендации народному хозяйству». Коми научный центр Уральского отделения

29. АН СССР, 1989. Вып. 80. 60 с.

30. Дертев А.К., Арчегов В.Б., Буданов Г.Ф., Грибков В.В. и др. Нефтегазоносность протерозойских отложений древних платформ // Геология, методы поисков, разведки и оценки м-ний топливно-энергетического сырья: Обзор / АОЗТ «Геоинформмарк». -М., 1996.-50 с.

31. Добрянский А.Ф. Геохимия нефти. М: Гостоптехиздат, 1948.476 с.

32. Жидкова JI.B. Модель эволюции элементного состава керогена протерозойских отложений бассейна Мак-Артур под влиянием трапповых интрузий // Геология игеофизика. 2000. т. 41. №8. С. 1178-1186.

33. Зеккель Я.Д. Геологические исследования в районе Зимнего Берега, бассейна Кулоя и низовьев Мезени//Труды Сев. геол. управл., вып.6. М.: Госгеолиздат, 1939. - 92 с.

34. Золотов А.Н. Тектоника и нефтегазоносность древних толщ. М.: Недра, 1982 г.

35. Ильинская В.В. Генетические связи УВ органического вещества пород и нефтей. М.: Недра, 1985. 166 с.

36. Катагенез и нефтегазоносность // Г.М. Парпарова, С.Г. Неручев, А.В. Жукова и др. Л.: Недра, 1981.240 с.

37. Каширцев В.А., Конторович А.Э., Филп Р.П., Чалая О.Н. и др. Биомаркеры в нефтях восточных районов Сибирской платформы как индикаторы условий формированияд, нефтепроизводивших отложений // Геология и геофизика. -1999. -Т.40. № 11. - С.1700-1710.

38. Келллер М.Б., Ермолкин В.И., Голованова С.И., Филин А.С. Масштабы генерации углеводородов в древних толщах Мезенской синеклизы по геохимическим критериям // Геология нефти и газа, 1994, №10, С.24-33.

39. Кирюхин Л.Г., Капустин И.Н., Лоджевская М.И. и др. Нефтегазоносность глубокопогруженных отложений Восточно-Европейской платформы. М.: Недра, 1993.-317 с.

40. Кирюхина Т.А., Ступакова А.В., Карпушин М.Ю. Геолого-геохимические предпосылки формирования скоплений углеводородов в пределах Печоро

41. Колвипского авлакогена (Тимано-Печорский бассейн) // Геологическое изучение ииспользование недр. Научи.-техн. информ. сб. / ООО «Геоинформ-центр». М., 2003.-Вып. 5,6.-С. 3-18.

42. Клевцова А.А. Авлакогены Русской платформы очаги генерации углеводородов // Разведка и охрана недр. 2000, №6, С. 19-26.

43. Конторович А.Э., Ларичев А.И., Таквел К. и др. Геохимия среднепротерозойской нефти в бассейне Мак-Артур в Австралии // Доклады РАН, 1996, т. 346, № 6. С.800-803.

44. Конторович А.Э., Полякова И.Д., Колганова М.М.и др. Превращения органического вещества в мезо- и апокатагенезе // Советская геология. 1988. № 7. С. 26-36.

45. Конторович А.Э., Трофимук А.А., Башарин А.К., Беляев С.Ю., Фрадкин Г.С.

46. Глобальные закономерности нефтегазоносности докембрия Земли // Геология и геофизика. 1996, т.37, №8, С. 6-42.

47. Конюхова В.А. Геолого-геохимическая оценка перспектив нефтегазоносности рифейских отложений северо-запада Мезенской синеклизы // Вестник МГУ, сер. 4, геология, 1998, №2, С. 37-41.

48. Корчагина Ю.И., Фадеева Н.П., Найденова О.А. Нефтематеринский потенциал древних отложений // Современные геохимические методы диагностики нефтематеринских отложений. М.: Наука, 1980. -с.77-87

49. Корчагина Ю.И., Четверикова О.П. Методы иитерпретации аналитических данных о составе рассеянного органического вещества. М.: Недра, 1980,227 с.

50. Корчагина Ю.И., Четверикова О.П. Методы исследования рассеянного органического вещества осадочных пород. М., «Недра», 1976. 229 с.

51. Коц В.Г. Геологическое строение северной части Мезенской нефтегазоперспективной провинции. Ассоциация Ученых «Будущее Санкт-Петербурга» при СПб НЦ РАН, Санкт-Петербург, 2001.

52. Кузьмин Д.А. Отчет по объекту: выполнить геохимический каротаж методом пиролитической масс-спектрометрии образцов шлама скважины 21 -Средненяфтинская для оценки перспектив нефтегазоносности разреза. ФГУП НПЦ «Недра», Ярославль, 2002.

53. Ченборисова Р.З. Отчет о результатах региональных сейсморазведочных работ МОГТ, выполненных на территории Архангельской области (объект «Мезенская синеклиза»). ФГУ ГНПП «Спецгеофизика», мкрн. Поваровка, 2004.

54. Ларская Е.С. Диагностика и методы изучения нефтематеринских толщ. М.: Недра, 1983, 190 с.

55. Леворсен А.И. Геология нефти и газа. М.:Мир, 1976. 486 с.f'

56. Лейфман И.Е. Нефтеобразование: роль скорости нагрева нефтематеринских пород. Тез. докл. новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа. К созданию общей теории нефтегазоносности недр. М.: Геос, 2002. С. 325-328.

57. Лопатин Н.В., Емец Т.П. Пиролиз в нефтегазовой геохимии.- М.: Наука, 1987.- 144 с.

58. Люткевич Е.М. Тектоника севера Русской платформы//Бюлл. МОИП, отд. геолог., 1940, т. 18, № 5-6. с.97-112.

59. Максимов С.П., Дикенштейн Г.Х., Золотов А.Н., Капустн И.Н., Кирюхин Л.Г., Размышляев А.А. «Геология нефти и газа. Восточно-Европейская платформа», Москва, 1990.

60. Малышев Н.А. Тектоника, эволюция и нефтегазоносность осадочных бассейнов Европейского севера России. Коми НЦ УрО РАН, Екатеринбург, 2002.

61. Меленевский В.Н., Полякова И.Д., Гладкий Ю.Г. Катагенетические преобразования нерастворимого органического вещества Вилюйской синеклизы // Геология нефти и газа. 1989. №8.

62. Меленевский В.Н., Фомин А.Н. О глубинной зональности нефте- и газообразования // Геология нефти и газа. 1997. №7.

63. Методические рекомендации по применению пиролитических методов моделирования в органической геохимии / Сост. В.Н. меленевский. Новосибирск: СНИИГиМС. 1991.-48 с.

64. Микерина Т.Е. Вопросы о перспективах нефтегазоносности докембрийских отложений Мезенской впадины / Вестн. Моск. ун-та. Сер. 4. 1975. Геология. №6. С. 100-105.

65. Микерина Т.Е. Геолого-геохимические предпосылки нефтегазоносности докембрийских отложений Мезенской впадины. Диссертация на соискание уч. ст. кандидата геол.-мин. наук, Москва, МГУ, 1976. 150 с.

66. Микрофоссилии в стратиграфии рифея Южного Урала и Приуралья/А.Ф.Вейс, Н.Н. Ларионов, Н.Г. Воробьева, Ли Сень-Джо // Стратиграфия. Геол. корреляция, 2000, т. 8, № 5. с. 3-28.

67. Моделирование нефтеобразования / Под ред. С.Г. Неручева, O.K. Баженовой, Н.В. Марасановой. М.: Наука, 1992.213 с.

68. Наливкин В.Д., Гольдберг И.С., Кругликов Н.М. и др. Процессы разрушения залежей нефти и газа и оценка потерь углеводородов // Советская геология. 1984. № 7. С. 6070.83.

Информация о работе

Кузьмин, Дмитрий Александрович
кандидата геолого-минералогических наук
Москва, 2006
ВАК 25.00.12

Диссертация

Геолого-геохимические предпосылки нефтегазоносности верхнепротерозойских отложений Мезенского бассейна - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы