Бесплатный автореферат и диссертация по геологии на тему

Закономерности нефтегазообразования в мезозойско-кайнозойских впадинах юга Дальнего Востока

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

Автореферат диссертации по теме "Закономерности нефтегазообразования в мезозойско-кайнозойских впадинах юга Дальнего Востока"

СИБИРСКИЙ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ИНСТИТУТ ГЕОЛОГИИ, ГЕОФИЗИКИ И МИНЕРАЛЬНОГО СЫРЬЯ (СНИИГГиМС)

Р Г и г, Д УЖ 55Z.98. 061.3:551. К/.551. П(5ПЛЧЗ)

РЯЗАНОВА Татьяна Алексеевна

ЗАКОНОМЕРНОСТИ НЕФТЕГАЗООБРАЗОВАНИЯ В МЕЗОЗОЙСКО-КАЙНОЗОЙСКИХ ВПАДИНАХ ЮГА ДАЛЬНЕГО ВОСТОКА

(на примере Среднеамурской и Верхнебуреинской)

04.00.17 - Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

На правах рукописи

Новосибирск - 1996

Работа выполнена в Сибирском научно-исследовательском институте геологии, геофизики и минерального сырья (СНИИГГиМС)

Научный руководитель - доктор геолого-минералогических

наук И.Д.Полякова

Официальные оппоненты: доктор геол.-минер.наук,

профессор Ю.Н.Карогодин канд. геол.-минер.наук Г.Ф.Степаненко

Ведущее предприятие: ИТиГ ДВО РАН

Защита состоится " 12 " 1996 г.

в Ю_ часов на заседании Диссертационного совета К.071.13.01 в Сибирском НИИ геологии, геофизики и минерального сырья (СНИИГГиМС) по адресу: 630104, г.Новосибирск, Красный проспект, 67.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке СНИИГГиМС.

Автореферат разослан " " а.\996 г.

Ученый секретарь Диссертационного совета, кандидат геолого-минералогических наук В.Г.Матухина

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность. До настоящего времени Дальний Восток остается наименее изученным в нефтегазоносном отношении регионом России. Здесь расположены осадочные бассейны, которые могут рассматриваться как возможно нефтегазоносные. Их невыясненные перспективы тормозят решение важной задачи сегодняшнего дня - обеспечить Дальний Восток (Хабаровский, Приморский края и Амурская область) своей топливно-энергетической базой, максимально приближенной к промышленным центрам. В связи с этим приобретает важное значение реологическое освоение относительно густо заселенного Приамурья, где расположены крупные мезозойские и кайнозойские впадины, к числу которых относятся Среднеамурская и Верхнебуреинская.

Специальные нефтегазопоисковые работы в этом регионе были поставлены ПГО "Сахалингеология" в конце 80-начале 90-х годов. Проводилось сейсмопрофилирование методом MOB ОГТ и бурение параметрических скважин на Екатеринославской и Волочаевской площадях Среднеамурской впадины и Адникан-ской площади Верхнебуреинской впадины. Представляется актуальным на основе новых материалов, а также обобщения данных более ранних этапов геологического изучения провести оценку перспектив нефтегазоносности этих двух впадин на юге Российского Дальнего Востока.

Цель и задачи исследования. Основная цель диссертации - на основе литолого-геохимических исследований выявить закономерности нефтегазообразования в Среднеамурской, и Верхнебуреинской впадинах.

Для достижения указанной цели решались следующие задачи:

1. Дать литолого-фациальную характеристику отложений.

2. Выявить фильтрационно-емкостные свойства пород.

3. Изучить состав и закономерности катагенетических превращений органического вещества (OB).

4. Сравнить критерии нефтегазоносности бассейнов Восточного Китая и впадин Российского Дальнего Востока.

5. Оценить перспективы нефтегазоносности по разработанным критериям.

Научная новизна. Выполненный комплекс исследований нрсит пионерный характер для Среднеамурской и Верхнебуреинской впадин. Он включает анализ геологических материалов,

детальные литолого-минералогические исследования пород и геохимическое изучение нерастворимых и битуминозных компонентов ОВ в разрезах новых параметрических скважин. Это позволило уточнить теоретические представления о процессах нефтегазообразования в континентальном секторе стратисферы.

Практическая значимость. Определены перспективы нефтегазоносности местного значения. В Среднеамурской впадине они невелики и могут быть связаны с обнаружением газовых залежей в верхнемеловых и третичных отложениях. В Верхнебуреинской впадине, где перспективы выше, прогнозируются газовые и нефтегазоконденсатные залежи в меловых и юрских толщах.

Полученные выводы были приняты в 1991-1993 гг ПГО "Сахалингеология" в качестве основных рекомендаций при выборе направлений нефтегазопоисковых работ.

Защищаемые положения. На основе изучения пород и ОВ в осадочном выполнении Среднеамурской и Верхнебуреинской впадин, а также сравнительного анализа этих впадин с нефтегазоносными бассейнами Восточного Китая сформулированы следующие основные положения:

1. Накопление осадков происходило в континентальных и мелководно-морских условиях. Лучшими коллекторскими свойствами обладают русловые песчаники, не претерпевшие вторичных изменений.

2. Отложения в целом характеризуются слабыми нефтега-зоматеринскими способностями. Выделены отдельные горизонты с повышенным генерационным и аккумуляционным потенциалами.

3. Обе впадины не являются геологическими аналогами нефтегазоносных бассейнов Восточного Китая.

4. Масштабы нефтегазообразования и плотности генерации и эмиграции УВ в Верхнебуреинской впадине оцениваются выше, чем в Среднеамурской.

Фактический материал собран во время полевых сезонов 1989-1990 гг в Дальневосточной геофизической экспедиции и Комплексной тематической экспедиции ПГО "Сахалингеология". Была сформирована коллекция из 200 образцов. Осуществлены определения органического углерода (Сорг; 200), хлороформенного битумоида (Бхл; 200), показателя битуминозности (Р; 200); микрокомпонентного состава и ката-генетической преобразованное™ органического вещества (28), водородного индекса (122), состава бйтумоидов (44) и их фрак-

ций. Аналитические определения осуществлялись в лаборатории битуминологии СНИИГГиМС. Породы изучались в шлифах (150). Гранулометрические определения (60), их интерпретация и установление фациальных обстановок осадконакопления во впадинах проводились автором. Определения фильтрационно-емкостных характеристик пород заимствованы из материалов лаборатории физики пласта КТЭ ПГО "Сахалингеология".

При рассмотрении вопросов геологического строения и нефтегазоносности широко привлекались литературные источники. Это прежде всего фундаментальные труды Ч.Б. Борукае-ва, В.Г. Варнавского, Ю.С. Воронкова, Я.А. Драновского, В.А. Завадского, Л.П. Зоненшайна, Л.И. Красного, М.И. Кузьмина, Ю.Ф. Малышева, В.А.Маркова, М.В. Мартынюка, Ю.Г. Морозова, Б.А. Натальина, Л.М. Натапова, H.A. Рыбина, A.A. Тро-фимука, С.Г. Черныша.

Апробация работы. Основные положения диссертации докладывались на конференции молодых ученых и специалистов во ВНИГНИ (Москва, 1990 г) и на НТС ПГО "Сахалингеология" (Южно-Сахалинск, 1989 - 1991 гг). По теме диссертации опубликовано 5 работ.

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, 6 глав и заключения. Работа содержит 105 страниц текста, 19 рисунков, 40 таблиц. Библиография включает 99 наименований.

Диссертация выполнена в СНИИГГиМС в отделе органической геохимии под научным руководством доктора г-м. наук И.Д.Поляковой. Консультации и практические занятия по лито-лого-минералогическому изучению пород с автором проводились Г.Н.Перозио. Исследования по геохимии OB осуществлялись в тесном сотрудничестве с И.Д.Поляковой, М.М.Колгановой и Е.И.Соболевой. Автор имела возможность пользоваться советами А.И.Ларичева, Ч.Б.Борукаева, О.Ф.Стасовой, П.Н.Соболева, А.В.Мигурского, В.И.Сухоручко, М.М.Губиной. Проведению полевых работ содействовали сотрудники ПГО "Сахалингеология". Г.Г.Войков, Н.Е.Ушаков, В.А.Сухорослов. Помощь в оформлении работы оказали Г.Н.Сазоненко,

A.Е.Михайлова, Е.В.Оленникова, Л.Я.Киричук, В.С.Вставскова,

B.М.Емельянова, К.П.Малахова. Всем перечисленным специалистам автор глубоко благодарен.

С особым чувством признательности автор благодарит учителя и научного руководителя доктора г-м. наук И.Д.Полякову.

Во многом завершению работы способствовали ее поддержка, внимание и требовательность.

ГЛАВА I. ТЕКТОНИЧЕСКОЕ РАЙОНИРОВАНИЕ ЮЖНОЙ ЧАСТИ РОССИЙСКОГО ДАЛЬНЕГО ВОСТОКА

В тектоническом строении южной части Российского Дальнего Востока (Хабаровский, Приморский края и Амурская область), принимают участие разнообразные латеральные структуры. Это - юго-восточный край Сибирской платформы с нижне-докембрийским фундаментом и фанерозойским чехлом, Буреин-ский и Ханкайский массивы, состоящие из докембрийских блоков и герцинских структур, а, также мезозойские Монголо-Охотская и Сихотэ-Алинская покровно-складчатые системы.

В данном обзоре тектоническое-районирование приводится по схеме Л.И. Красного (1966). Среднеамурская и Верхнебуре-инская впадины, являющиеся объектами нашего исследования, наложены на фундамент Буреинского массива и выполнены терригенными, часто угленосными толщами, а также вулканитами. Формирование обеих впадин связано с главной складчатостью Сихотэ-Алинской области.

ГЛАВА II. НЕФТЕГАЗООБРАЗОВАНИЕ В СРЕДНЕАМУРСКОЙ ВПАДИНЕ

1. Геологическое строение и признаки нефтегазоносности

Складчатое основание Среднеамурской впадины гетероген-но. На северо-западе в нем выделяются интрузивные и метаморфические комплексы Буреинского массива с прерывистым чехлом девонских, пермских и триасовых терригенных и меловых вулканогенных пород. Юго-восточнее осадочный чехол впадины подстилается триасово-нижнемеловыми толщами, которые традиционно относились к Сихотэ-Алинской складчатой системе. Исследования Б.А. Натальина, Ч.Б. Борукаева (1990, 1992) выявили, что обнажающиеся на территории Среднеамурской впадины меловые хабаровский, амурский и киселевско-маноминский комплексы являются составными частями Хинга-но-Охотской активной континентальной окраины. Чешуйчато-надвиговая структура слоистых осадочных комплексов на сейс-мопрофилях проявлена повсеместно (Б.А. Натальин, С.Г. Черныш, 1992).

В составе осадочного чехла выделяются слабо дислоцированные прерывисто распространенные толщи верхнего мела и горизонтально залегающие кайнозойские отложения. На территории Переяславского грабена выявлено Могилевско-Владимировско-Чиркинское валообразное поднятие платформенного типа с Могилевской, Казакеевской, Зоевской локальными антиклинальными структурами. На Екатеринославско-Георгиевском поднятии изучена Екатеринославская антикли нальная структура субширотного простирания.

Стратиграфическое расчленение кайнозойских и мезозойских отложений приводится по схеме 1990 г (IV Дальневост. регион.- межвед. страт, сов.). В меловой системе объектом нашего изучения являются нерасчлененные верхнемеловые эффу-зивно-осадочные отложения чехла мощностью 3700 м. Кайнозойские отложения представлены эффузивно-осадочной толщей. Палеогеновая система расчленяется на чернореченскую (70 м) и бирофельдскую (450 м) свиты, сложенные терригенными породами. В неогеновой системе выделяются ушумунская угленосная свита (450 м), также кизинская (115 м) и совгаванская (175 м), представленные вулканогенными образованиями.

Газопроявления были обнаружены в углеразведочнои скв.51, в скв.12-ОК и в скв.1-ОК, кроме того, поднят пропитанный нефтью керн.

2. Литолого-фациальная характеристика и фильтрационно-емкостные свойства отложении

Горизонтально залегающие кайнозойские отложения были детально изучены В.Г. Варнавским (1971) который выделил основные литотипы пород и соответствующие им фациальные обстановки. Пески и песчаники полимиктовые и плохо сортированные отнесены им в основном к руслово-пойменной фации, глинисто-алевритовые углистые отложения - к комплексу бо-лотно-озерных фаций.

В конце 80-х годов ПГО "Сахалингеология" в Переяславском грабене вскрыты бурением ранее неизвестные верхнемеловые отложения. В Екатеринославской скв.2 в интервале 6951309 м они представлены переслаиванием песчаников, алевролитов и глин, в разной степени обогащенных пирокластическим материалом. В Волочаевской скв.1 в интервале 1310-3200 м верхнемеловой разрез сложен конгломератами, песчаниками, алевролитами и аргиллитами. По петрографическому составу пород и углам их падения выделены три толщи. Б.А. Натальин

(1992) считает, что крутопадающие верхнемеловые отложения, вовлеченные в чешуйчато-надвиговые дислокации, представляют собой самостоятельный комплекс осадочного чехла, залегающий под кайнозойскими осадками.

По минералогическому составу песчаники и алевролиты верхнего мела относятся к грауваккам: полевошпато-кварцевым и кварцево-полевошпатовым, реже к граувакковым аркозам. В различной степени породы обогащены пирокластическим материалом. Поровое пространство заполнено щетками вторичного хлорита, пойкилитовым карбонатом и разбухшим биотитом. Породы крепко сцементированы и слабо трещиноваты.

Фациальная принадлежность отложений определялась на основании гранулометрии. Использовались разработанные Г.Н. Перозио (1988) принципы комплексной интерпретации данных, полученных в результате построений 1) кумулятивных кривых по методу Д.Д. Дугласа, 2) кривых дифференциального распределения размеров зерен, 3) генетической диаграммы Р.Пассега (максимальный диаметр-медиана: С-М), 4) динамо-генетической диаграммы Г.Ф. Рожкова (асимметрия-эксцесс: а-г). Статистическая обработка проводилась по программе В.Р. Лифшица.

Для всего верхнемелового разреза характерны фациальные обстановки озерно-аллювиальной прибрежной равнины с береговыми валами, дюнами и пляжами. Периодически их сменяют обстановки морского шельфа, иногда открытых акваторий.

По данным ГИС, результатам работы пластоиспытателя КИИ-146 и лабораторного изучения фильтрационно-емкостных свойств керна пород наилучшими коллекторскими свойствами обладают третичные отложения. Среди них выделяются русловые песчаники ушумунской и бирофельдской свит, относящиеся к поровым коллекторам МИ классов. В них плотность р=1,76-1,96 г/см3, открытая пористость тв0=26,8-33,6%, газопроницаемость параллельно напластованию Гпр= 14,9-664,0-10'3 мкм2, остаточная водонасыщенность Кво=20-66%. В меловых отложениях коллектора практически отсутствуют. Очень редко отмечаются прослои песчаников, которые выделяются как коллектора V класса. В них р=2,46-2,64 г/см3- тво=2,7-10,4%, Гпр=0,01-4,04-10"3 мкм2, Кво=92-69%.

3. Геохимическая характеристика ОВ

3.1. Концентрации и водородный индекс ОВ

На фоне возрастания концентраций органического углерода (Сорг) и хлороформенного битумоида (Бхл) отмечается тенден-

ция снижения значений показателя битуминозности (р) и водородного индекса (Н1) вниз по разрезу от неогеновых (ушумунская свита) и палеогеновых отложений (бирофельдская, чернореченская свиты) к нерасчлененному верхнемеловому комплексу отложений. Средние значения Сорг, Бхл и Н1 в алев-ролито-глинистых породах неогена составляют 0,81%; 0,0064%; 98 мг УВ/г Сорг, палеогена -1,13%; 0,025%; 74 мг УВ/г Сорг, верхнего мела - 1,25%; 0,016%; 61 мг УВ/г Сорг. В глинистых ( отложениях повышены содержания Сорг (до 5,7%), в песчаных - иногда Бхл (до 0,014%) и р (до 6,3%). В мезозойско-кайнозойском разрезе Екатеринославской и Волочаевской площадей выделяется пять пластов нефтематеринских пород, которые отличаются повышенными содержаниями Сорг, Бхл и значительной величиной водородного индекса.

Отложения амурского и хабаровского комплексов по перечисленным характеристикам существенно отличаются от отложений осадочного чехла впадины.

3.2. Микрокомпонентный состав и катагенез нерастворимого ОВ

Нерастворимое органическое вещество (НОВ) выделялось из дебитуминизированных хлороформом пород после их обработки соляной и плавиковой кислотами. НОВ третичных и верхнемеловых отложений имеет смешанный состав, преобладающим компонентом является сорбомикстинит.

Третичные алевролито-глинистые породы имеют гумусово-сапропелевый (ГС), алевро-песчаные - сапропелево-гумусовый (СГ) состав. Среди микрокомпонентов детрита (12-37%) преобладают витринит и семивитринит, фюзинит составляет 2-9%. Характерной чертой НОВ является присутствие микроспор и смол (2-6%). В элементном составе НОВ средние содержания углерода составляют 78,1 % , кислорода 18%, серы 0,62% и водорода 4,8%. Выход летучих компонентов 44%, показатель термической устойчивости (ПТУ) 0,49. Катагенетическая пре-вращенность ОВ не выходит за пределы протокатагенёза.

В меловых отложениях НОВ имеет существенно гумусовую природу: витринит составляет 8-40%, суммарное количество семивитринита и фюзинита - 14-55%, почти повсеместно присутствуют обрывки липоидных компонентов (2-7%). НОВ характеризуется значительной карбонизацией (80-84%). В нем концентрации кислорода (10-14,4%), серы (0,24-0,37%) и водорода (3,9-4,4%) ниже, чем в НОВ третичных отложений. В два

раза уменьшился выход летучих компонентов, ПТУ=0,58-0,77. Такие показатели обусловлены не только катагенетической пре-образованностью НОВ, но и его фюзенизацией. Превращения ОВ варьируют от раннего (МК1.2) до глубинного мезокатагенеза (МКД

Меловые отложения хабаровского и амурского комплексов, слагающих фундамент Среднеамурской впадины, содержат преимущественно сапропелевое (С) псевдофюзенизированное НОВ. Катагенез ОВ этих комплексов значительно выше (МК3.4, АК), чем в верхнемеловых отложениях Екатеринославской и Волоча-евской площадей.

3.3. Состав битумоидов

Состав битумоидов исследован по фракциям, которые после хроматографического разделения изучались методами газожидкостной хроматографии, спектроскопии в ультрафиолетовой и инфракрасной областях и протонномагнитного резонанса.

Совокупность данных о составе битумоидов свидетельствует о смешанном составе ОВ как третичных, так и верхнемеловых отложений, но примесь сапропелевого материала в первых несколько больше.

По химическому составу битумоиды третичных и меловых отложений существенно различаются. Битумоиды неоген-палеогеновых отложений являются сингенетичными продуктами катагенетически малопреобразованного гумусово-сапропелевого ОВ. Об этом свидетельствуют ведущая роль смол (до 73%) в групповом составе, преобладание среди УВ длинноцепочечных с нечетным числом атомов (н-С>2з Кнч/ч=1,8-2,1), отсутствие деструктивных форм изопреноидов, низкая ароматичность (28%) и наличие восков в смолах. Изотопный состав углерода нерастворимой и битуминозной частей ОВ идентичен. Характерной чертой битумоидов третичных отложений является повышенное содержание водорода (11,8%), обусловленное присутствием восков.

В битумоидах меловых пород значительную долю составляют смешанные и остаточные сингенетичные формы. Они являются производными псевдофюзенизированного С и ГС ОВ, испытавшего неравномерные катагенетические превращения. В битумоидах содержания водорода не превышают 8-9%, В групповом составе ведущая роль принадлежит асфальтенам - 46%. Распределение насыщенных УВ носит бимодальный характер. Количество полиароматических структур повышено (57%) как в

нафтеноароматической фракции, так и в смолах. Изменения битумоидов возрастают по мере усиления катагенеза. Особенно они значительны на градации МК4

3.4. Вертикальная зональность нефтегазообразовання

Для выявления вертикальной зональности нефтегазообразования проана леке геохимических критериев: в

распределение н-алканов, отношение пристан/фитан, ароматичность, функциональные группы смол; интенсивность нефтегазообразования, рассчитанная по данным пиролиза. В третичных отложениях, находящихся на стадии протокатагенеза, незрелое ГС ОВ стало на путь начальных преобразований, соответствующих верхней зоне газообразования. Меловые толщи содержат ОВ, изначально обладавшее небольшими нефтематеринскими способностями. Судя по особенностям превращений, на градациях МК1.9-МК3 оно вступило в слабо проявившуюся зону неф-теобразования, а на градации МК4 - в глубинную зону газообразования.

Процессы нефтегазообразования в третичных и меловых отложениях, разделенных значительным перерывом в осадкона-коплении, протекали автономно. Углеводородные продукты, генерированные меловыми толщами, в палеогеновые и неогеновые породы не поступали. Вероятно, их существенная часть была потеряна в атмосферу.

1. Геологическое строение и признаки нефтегазоносностн

В фундаменте впадины, имеющем гетерогенное строение, выделены метаморфические породы и гранитоиды протерозоя и палеозоя. Восточная половина впадины приподнята относительно западной на 1000-1500 м.

Осадочный чехол сложен мощными (до 4,5 км) мезозойскими толщами морского и континентального генезиса. С востока на запад отмечается омоложение осадочного чехла, вызванное смещением в том же направлении максимума прогибания. На полого дислоцированном комплексе юры и мела горизонтально залегают отложения верхнего мела. Местами осадочный чехол прорван интрузиями гранодиоритов и диоритовых

НОВ атомные

битумоидах - групповой состав,

ГЛАВА III. НЕФТЕГАЗООБРАЗОВАНИЕ В ВЕРХНЕБУРЕИНСКОЙ ВПАДИНЕ

порфиритов мелового возраста. Локальное распространение имеют нижнечетвертичные базальты.

Впадина вытянута в северо-восточным направлении, совпадающим с простиранием Умальтийского, Ургальского и Кындал-ского глубинных разломов. Последние имеют надвиговый характер, амплитуда смещения пластов около 100 м. Традиционно по структурным особенностям Верхнебуреинская впадина разделяется на зоны (Ю.Г. Морозов, 1968 г). С запада на восток это Буреинская Платформенная, Кындалская Грабенсинклинальная, Центральная Пологоскладчатая и Восточная Моноклинальная зоны. На севере впадины расположена Йорикская Горстантик-линальная зона. Во фронте надвигов в Кындалской зоне выявлены антиклинальные структуры: Среднеургальская, Чегдомын-ская, Верхнесолонийская, Левосолонийская, Верхнедубликан-ская и в Йорикской зоне - Большейорикская, Снежная и Восточная.

Стратиграфическое расчленение осадочного чехла приводится в соответствии со схемой В.Г. Варнавского (1994). В разрезе Адниканской скв.1 объектом изучения являются вскрытые бурением эффузивно-осадочные отложения меловой системы. В нижнем отделе выделены чагдамынская (500 м), чемчукинская (700 м) и йорекская (600 м) свиты, в верхнем - кындалская (680 м) и цагаянская (100 м) свиты.

Многочисленные газопроявления наблюдались при бурении структурных и углеразведочных скважин. В скв.1-ПР газовыделение сопровождалось выбросами нескольких десятков литров парафинистой нефти. В Адниканской поисковой скв.1 наблюдались притоки газа из интервалов: 434.0-453.8 м, 991.0-102.0 м.

2. Литолого-фациальная характеристика и фильтрационно-емкостные свойства отложений

В меловом разрезе Адниканской скв.1 (30-2455 м) выделяется четыре макроцикла осадконакопления, соответствующие чагдамынской, чемчукинской, йорекской и кындалской свитам. Каждый макроцикл начинается грубозернистыми осадками с гравийно-галечным материалом и завершается тонкозернистыми отложениями с обилием углистого детрита. В пределах каждой свиты отмечаются микроциклы, нижняя часть которых представлена чередованием песчаных и песчано-алевролитовых пачек, а верхняя - пачками тонкого переслаивания алевролитов и глин. Их накопление происходило в условиях заболоченной озерно-аллювиальной и прибрежной равнины с пляжами.

По минералогическому составу песчаники, туфопесчаники и алевролиты относятся к грауваккам: кварцевым, полевошпато-кварцевым, кварцево-полевошпатовым и полевошпатовым. По-ровое пространство заполнено щетками хлорита и гидротермальным кальцитом.

В процессе уплотнения и катагенетических преобразований имели место разные эффекты. Положительный, ведущий к вторичному разуплотнению пород, возникал в результате каолинизации полевых шпатов. Отрицательный эффект, сказавшийся на ухудшении коллекторских свойств, проявился в формирования кальцита в поровом пространстве пород. Пятнистое распределение кальцита обусловило неравномерное изменение фильтраци-онно-емкостных свойств разреза. Предварительная кислотная обработка ствола скважины может существенно улучшить отдачу флюида из пластов.

Среди песчаников, туфопесчаников и алевролитов выявлены поровые коллектора V класса с р=2,37-2,58 г/см3, тво=10,3-11,5%, Гпр-27,9'10-3 мкм2, Кво=89,5-70,0%.

3. Геохимическая характеристика ОВ

3.1. Концентрации и водородный индекс ОВ

Содержания Сорг в глинистых породах больше, чем в песчаных, максимальные концентрации отмечаются в чемчукинской свите (0,65-3,77%). Битуминозность пород по сравнению со Среднеамурской впадиной повышена на порядок: в глинистых отложениях йорекской, чемчукинской и чагдамынской свит максимальные значения Бхл изменяются в пределах 0,05-0,07%, Р=3,2- 6,1%. В большинстве образцов этих же свит повышен верхний предел значений Н1 (213-238 мг УВ/ г Сорг). Алеври-то-глинистые отложения нижнемелового разреза (1348-2200 м), распространенные в йорекской и чемчукинской свитах,, могут быть отнесены к нефтематеринским.

Отмечены прослои песчаников, которые характеризуются повышенной битуминозностью Р = 8,8-10,6%. Их можно считать аккумуляторами УВ.

3.2. Микрокомпонентный состав и катагенез НОВ

НОВ меловых отложений имеет смешанный СГ состав. Вниз по разрезу убывает содержание сорбомикстинита, составляющего в кындалской свите 88-100%, в йорекской 76%, в чемчукинской 55-62%. Детритная форма ОВ представлена вит-ринитом и семивитрннитом, содержание фюзинита не превы-

шает первых процентов. В песчаниках превалирует гумусовое ОВ (82%) чаще в виде обугленного детрита, состоящего из вит-ринита и семивитринита.

Каждая свита характеризуется некоторыми особенностями микрокомпонентного состава: в песчаниках кындалской встречаются маломощные линзы витринита и оксисорбомикстинит; в отдельных образцах углистых пород йорекской отмечаются ли-поидные микрокомпоненты; в чемчукинской повсеместно присутствует в малых количествах лейптинит (резинит, кутинит).

В НОВ по мере усиления катагенеза и уменьшения сапропелевой составляющей вниз по разрезу снижаются содержания водорода от 5,0 до 2,8%, кислорода от 13,9 до 9,6% и выход летучих компонентов от 55,0 до 29,7%. Из-за окисленности большей части гумусовых микрокомпонентов ПТУ возрастает от 0,55 до 0,76.

Катагенетическая превращенность ОВ меловой толщи усиливается от градации МК[ (кындалская свита) до МК1.2-МК2 (чемчукинская свита).

3.3. Состав битумоидов

Сингенетичные и эпигенетичные битумоиды меловой толщи являются продуктами преобразования ОВ смешанного СГ состава. Синбитумоиды отмечаются в плотных аргиллитах и глинах йорекской и чемчукинской свит. Содержание водорода вниз по разрезу снижается от 9,8% до 8,6%, в том же направлении падает содержание УВ от 41 до 31% и повышается концентрация асфальтенов от 19 до 29% при неизменном количестве смол ( 40%), в составе которых преобладают спиртобензольные (29%).

Эпибитумоиды присутствуют в русловых песчаниках и в трещиноватых глинах кындалской свиты, в которых отмечается повышенная битуминозность. В эпибитумоидах отмечаются высокие концентрации водорода (11,3-12,2%). Во всех типах битумоидов установлены повышенные содержания углерода (8486%) и низкие серы (0,6-1,1%). Также увеличены значения отношений М-Н/Н-А, смолы/асфальтены, УВ/смолы + ас-фал ьтены.

Син- и эпибитумоиды имеют близкие структурные характеристики, что подтверждает генетическое единство продуцента с ОВ вмещающих отложений.

Повышение с глубиной количества УВ с четным числом атомов углерода в цепи наряду с общим укорочением алифати-

ческих цепей, увеличение количества ароматических структур и их конденсированности свидетельствуют об активном процессе преобразования ОВ по мере нарастания катагенеза. Наличие эпибитумоидов в песчаных породах всего разреза подтверждает активную миграцию битумоидов.

3.4. Особенности нефтегазообразования

В процессы нефтегазообразования вовлечен весь меловой разрез Адниканской скв.1. Учитывая существенно гумусовый состав исходного ОВ и степень его преобразованное™, не выходящую за пределы начального мезокатагенеза, можно говорить о нахождении ОВ в верхней зоне газообразования.

ГЛАВА IV. НЕФТЕГАЗОНОСНЫЕ БАССЕЙНЫ ВОСТОЧНОГО КИТАЯ

По материалам китайских геологов бассейны представляют собой наложенные мезозойско-кайнозойские впадины, образующие кулисообразные цепочки северо-восточного простирания. Фундаментом для этих депрессий служат грабены и полуграбены. Ли Дешеном (1984) выделены две главные зоны, вдоль которых формировались системы депрессий. К первой относятся бассейны Сунляо, Хуабей-Бохайвань, Субей-юг Желтого моря, Наньян-Биян, Цзянхань, Юаньшуй, Саньшу, Хэнян, Босэ и Бей-бу Галф, ко второй - бассейны Восточно- и Южно-Китайского морей, Перл Ривер и Ингэхай.

Во впадинах накапливались осадки изолированных озер и конусов выноса временных потоков и рек, образовавшие толщи с высоким генерационным и аккумуляционным потенциалом. Нефтематеринские отложения сложены темноцветными глинами и аргиллитами с существенным количеством липидного вещества пресноводного планктона. Они продуцировали алифатические высокопарафинистые нефти, малосернистые, с повышенным содержанием никеля. Дополнительно нефтегазообразование стимулировалось тектонической активностью, проявившейся в формировании разломов, вулканической и гидротермальной деятельности. Крупные скопления нефти и газа в многообразных ловушках сосредоточились на склонах отдельных впадин, в погребенных выступах фундамента; центральных антиклиналях и желобах.

Исключительно благоприятные сочетания структурно-тектонических, литологических, геохимических и геотермиче-

ских критериев способствовали формированию в мезозойско-кайнозойских бассейнах Восточного Китая больших запасов УВ.

ГЛАВА V. СРАВНИТЕЛЬНЫЙ АНАЛИЗ ПРЕДПОСЫЛОК НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ СРЕДНЕАМУРСКОЙ

И ВЕРХНЕБУРЕИНСКОЙ ВПАДИН С НЕФТЕГАЗОНОСНЫМИ БАССЕЙНАМИ ВОСТОЧНОГО КИТАЯ

Несмотря на территориальное соседство, близость некоторых особенностей строения и фациальных обстановок седиментации, впадины Российского Дальнего Востока и Восточного Китая имеют существенные различия. В геодинамическом режиме бассейнов Восточного Китая главную роль играли процессы растяжения и регионального опускания, способствовавшие накоплению мощных осадочных толщ. Среди них выделяются высококачественные нефтегазоматеринские отложения и породы-коллекторы. Действие разрывной тектоники оказало положительное влияние на нефтегазообразование.

В истории формирования Среднеамурской и Верхнебуреинской впадин, наоборот, преобладали процессы сжатия и отложившиеся осадки изначально обладали слабыми нефтегазомате-ринскими свойствами. Гидротермальная деятельность привела к заполнению порового пространства вторичным цементом, что существенно ухудшило коллекторские свойства пород. Зоны нефтегазонакопления в Среднеамурской впадине не выявлены, в Верхнебуреинской выделяется небольшая зона газонакопления.

Среднеамурская и Верхнебуреинская впадины не вписываются в рифтовую систему Тихоокеанской окраины ни по особенностям геологического строения, ни по предпосылкам нефте-газоносности.

ГЛАВА VI. ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ЮЖНОЙ ЧАСТИ РОССИЙСКОГО ДАЛЬНЕГО ВОСТОКА

При оценке перспектив нефтегазоносности Среднеамурской и Верхнебуреинской впадин использовались результаты подсчета масштабов генерации и эмиграции УВ объемно-генетическим методом (таб.). Применена одна из модификаций балансового метода, разработанная А.Э. Конторовичем (1976) и уточненная О.И. Бостриковым (1988).

Масштабы эмиграции жидких и генерации газообразных УВ в Среднеамурской и Верхнебуреинской впадинах

Средняя Жидкие УВ Газооб разные УВ

Очаги Площадь, мощность Масса, объемная Масса, объемная

генерации км2 чехла, плотность, плотность,

км 109т 103 т/ км3 1012м3 106 м3/км3

Среднеамурская впадина

Переяслав- 720 1.17 0.56 863.6 0.75 825.8

ский

Кур-Урмий- 582.5 0.95 0.37 571.9 0.54 598.4

ский

X 302.5 0.93 1.29

Верхнебуреинская впадина

Буреинский 316 1.33 0.31 642.6 0.41 449.3

Платфор-

менный

Кындалский 396 2.68 1.8 2763.6 2.03 2229.9

Грабенсин-

клинальный

Централь- 126 2.21 0.18 378.0 0.29 318.6

ный

Полого-

складчатый

£ 838 2.29 2.73

Результаты подсчетов и комплекс проведенных литолого-геохимических исследований уточняют "Карту основных направлений геологоразведочных работ на Дальнем Востоке СССР" (ВНИГРИ, 1987 г) и нефтегазогеологическое районирование этого региона, выполненное В.Г. Варнавским (1996). По нашим данным несмотря на существенно меньшие размеры по сравнению со Среднеамурской, Верхнебуреинская впадина является более перспективной. В ней прогнозируются небольшие газовые залежи в верхнемеловых и нефтегазоконденсатные в юрско-нижнемеловых отложениях Кындалской Грабенсинкли-нальной и Центральной Пологоскладчатой зон впадины. Залежи могут быть приурочены к приразломным антиклиналям и ловушкам литологического выклинивания, стратиграфического и тектонического экранирования.

Заключение

1. Наилучшими фильтрационно-емкостными свойствами в Среднеамурской впадине обладают третичные отложения, среди которых выделяются русловые песчаники ушумунской и биро-фельдской свит, относящиеся к поровым коллекторам 1-Ш классов. В меловых породах коллектора практически отсутствуют.

Фильтрационно-емкостные свойства' пород Верхнебуреин-ской впадины существенно хуже. В меловых отложениях кын-далской и йорекской свит выявлены русловые песчаники с вторичным цементом, соответствующие поровым коллекторам V класса.

2. В Среднеамурской впадине породы характеризуются слабыми нефтегазоматеринскими свойствами. Они не могли активно реализоваться ни в третичных отложениях, в которых на градациях ПКг и ПКз процессы нефтегазообразования только начали развиваться, ни в меловых, в которых на градациях МКз и МК4 - эти процессы стали затухать.

В Верхнебуреинской впадине генерационный потенциал отложений более значителен. Он связан с нефтегазоматеринскими породами мела (йорекская и чемчукинская свиты), находящимися на градациях МК1.2 и МКг-

3. Среднеамурская и Верхнебуреинская впадины существенно отличаются от нефтегазоносных бассейнов Восточного Китая по особенностям геологического строения и предпосылкам нефтегазоносности.

4. На основании расчетов масштабов генерации и эмиграции жидких и газообразных УВ, а также учета аккумуляционного потенциала отложений уточнены перспективы нефтегазоносности обеих впадин.

Список работ по теме диссертации

1. Рязанова Т.А. Нефтегенерационный потенциал третичных отложений Среднеамурской впадины на примере Екатерино-славской площади / / Методологические принципы прогноза, поисков и разведки нефти и газа: Тезисы докл. науч.-техн. конф. молодых ученых и специалистов / ВНИГНИ. - М., 1990. -С.138-139.

2. Полякова И.Д., Рязанова Т.А. Критерии нефтегазоносности бассейнов Восточного Китая / / Тихоокеанская геология. - 1991. - № 3. -С.52-61.

3. Полякова И.Д., Натальин Б.А., Рязанова Т.А.

Сравнительный анализ критериев нефтегазоносности Среднеамурской впадины и бассейнов Восточного Китая / / Тихоокеанская геология. - 1992. - № 5. - С.89-94.

4. Перозио Г.Н., Полякова И.Д., Рязанова Т.А., Ушаков Н.Е. О коллекторских свойствах меловых отложений Среднеамурской впадины // Тихоокеанская геология. - 1992. - № 6.

- С.61-70.

5. Полякова Й.Д., Колганова М.М., Соболева Е.И., Рязанова Т.А., Ушаков Н.Е. Геохимические показатели нефтегазообразования в мезо-каинозойских отложениях Среднеамурской впадины / / Тихоокеанская геология. - 1993. - № 1.

- С.49-57.

Подписано в печать 2Л . 10.96

Формат бумаги 60x90.16. Печ.л. 1. Уч.-изд.л. 1.

Тираж 100 экз. Заказ 1456

630104. Новосибирск, Красный пр. 67.

Ротапринт СНИИГГиМСа.