Геохимические условия формирования нефтей Варандей-Адзьвинской зоны Печорского бассейна тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 04.00.17, кандидат геолого-минералогических наук Бушнев, Дмитрий Алексеевич

• Бушнев, Дмитрий Алексеевич
• кандидат геолого-минералогических наук
• 1998

Оглавление диссертации кандидат геолого-минералогических наук Бушнев, Дмитрий Алексеевич

ОГЛАВЛЕНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1. Геология и нефтеносность Варандей-Адзьвинской зоны

Печорского бассейна

1.1. Структурный план Варандей-Адзьвинской зоны

1.2. Нефтегазоносные комплексы Варандей-Адзьвинской зоны

1.3. Нефтеносность Варандей-Адзьвинской зоны

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

2.1. Геохимия нефтей Печорского бассейна

2.2. Катагенетическая зональность Печорского бассейна

2.3. Генерация углеводородов в осадочном чехле Печорского бассейна

3. Геохимические методы исследования нефтей и рассеянного органического вещества пород

3.1. Органические соединения, используемые в геохимических исследованиях

3.1.1. Ациклические насыщенные углеводороды

3.1.2. Полициклические насыщенные углеводороды

3.1.3. Ароматические углеводороды

3.1.4. Ароматические серосодержащие соединения

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

3.3. Экспериментальная часть

3.3.1. Экстракция хлороформенного битумоида и определение содержания органического углерода

3.3.2. Анализ распределения нормальных и изопреноидных алканов

3.3.3. Анализ распределения ароматических

серосодержащих соединенний

3.3.4. Анализ распределения полициклических биомаркеров

4. Нефти Варандей-Адзьвинской зоны

4.1. Типизация нефтей Варандей-Адзьвинской зоны 5

4.2. Геохимические особенности нефтей Варандей-Адзьвинской зоны

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

5.1. Ордовикские отложения

5.2. Силурийские отложения

5.3. Нижнедевонские отложения

5.4. Верхнедевонские отложения

5.5. Распределение органического вещества по разрезу

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

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Геохимические условия формирования нефтей Варандей-Адзьвинской зоны Печорского бассейна»

ВВЕДЕНИЕ

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Публикации. По теме диссертации опубликовано 12 работ.

Объем и структура работы. Диссертационная работа состоит из введения,

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

содержит 57 рисунков и 27 таблиц. Список использованой литературы

составляет 127 наименования.

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

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

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

нефтей различных типов с нефтематеринскими породами определенного литологического состава.

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

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

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

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

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

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

Глава 1. Геология и нефтеносность Варандей-Адзьвинской зоны

Печорского бассейна.

1.1. Структурный план Варандей-Адзьвинской зоны.

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

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

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

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

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

Медынская Перевозная

Варандейскад

^Гобойская

кМядсейская

чЮжно-Мядсейская

Торавейская Южно-Торавейская}

№

Хайпудырская>

Сев.Енганехойская

* а

'стКТалотинская ■

Яр^йтыская

Тамяхинская

О

Л.

Ч-

ь.

Ъг

У-о -о

& &

-о о

■я у

Наульская

Лабоганская

Енганехойская Лекейягинекая

Зап.Леккейягинская

Тамяхинская

4»

>>

СекСарембойская

Седьягинская

у

Т

Ярейягинская"

Сев.Нядейюская

Нядейюская

ЧТаггата некая

ч. СарЬ^бойская ВашутЫаская

УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ

Границы:

Надпорядковые Структур I порядка

и_ Структур II порядка

Локальных структур

Тектонические элементы второго порядка:

1 - Вал Сорокина

2 -Морейюская депрессия

3 - Сарембой - Няртеягинский вал

4 - Вал Гамбурцева

5 - Верхнеадзьвинская депрессия ,

Сямоюская*

Осовейская!

кСтепковожская

Нерчеюская

Л

Хосотинская"

Подверьюская!

Усть.Пяйюская

Л °

I \ Кыктыская

I I [Хасырейская

Черпаюская

/

«Г

оз

-о

МАСШТАБ, км

10 =±=

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

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

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

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

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

и

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

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

1.2. Нефтегазоносные комплексы Варандей-Адзьвинской зоны

Для системного изучения процессов осадконакопления в седиментационных бассейнах широко используется понятие цикличности седиментогенеза и сопряженное с ним понятие нефтегазоносных комплексов (НТК) (Циклы..., 1981). Изучению условий формирования осадочных отложений различных НТК Печорского бассейна посвящено значительное количество исследований Л.З.Аминова, В.И.Иотова, В.А.Жемчуговой, В.И.Еременко, В.Л.Соенко, Л.И.Беловой, Н.В.Беляевой, Т.В.Майдль, Е.О.Малышевой, Н.И.Никонова, Л.Т.Беляковой, А.В.Мартынова и др. (Йотов, 1985 г., Никонов, 1991 г., Структура... 1982). При написании настоящего

раздела использованы данные, приводимых указанными исследователями в своих работах.

Одовикско-нижнедевонский карбонатный комплекс широко развит на территории Варандей-Адзьвинской структурной зоны. Мощность этих осадочных отложений достигает 4 км. Представлены они в основном морскими карбонатными, глинисто-карбонатными породами и эвапоритами. Начало формирования карбонатного комплекса было связано с трансгрессией моря на территорию Печорского седиментационного бассейна, начавшейся в конце среднеордовикской эпохи. На территории Варандей-Адзьвинской структурной зоны отложения ордовика бурением не вскрыты. Однако, по аналогии с Хорейверской и Косью-Роговской впадинами, можно предположить, что на территории Варандей-Адзьвинской структурной зоны имеются среднего-позднего ордовика преимущественно карбонатного состава, сформировавшиеся в условиях мелководного шельфа и лагун, вероятно значительные по мощности. В раннем силуре продолжалась начавшаяся в ордовике трансгрессия моря. С ней связано сохранение на территории Варандей-Адзьвинской зоны мелководно-карбонатного типа осадконакопления. В позднем силуре в пределах Печорского седиментационного бассейна началась регрессия моря; на описываемой территории сохранился режим мелководного осадконакопления. Отложения верхнего силура представлены в объёме гребенского и гердьюского горизонтов. В отложениях гердьюского горизонта поочередно сменяются пачки терригенно-карбонатных и карбонатных пород, а гребенской горизонт представлен доломитизированными детритовыми известняками. В раннем девоне регрессия моря продолжается, что приводит к тому, что на территории Варандей-Адзьвинской структурной зоны отлагаются осадки двух литофациальных типов. В северной части зоны происходит накопление сульфатно-терригенно-карбонатных осадков, а в южной ее части - глинисто-карбонатных.

Среднедевонско - нижнефранский терригенный комплекс представлен в разрезах Варандей-Адзьвинской структурной зоны не полностью и

неравномерно по площади. Отложения раннеэйфельского времени в разрезе отсутствуют на всей территории, что связано с продолжавшейся с раннего девона регрессией моря. Породы позднеэйфельского времени представлены в незначительном объеме леккеягинской свитой, выделенной на Сарембойском валу. Это преимущественно мелкозернистые песчаники, алевролиты, доломито-глинистые известняки, отлагавшиеся в условиях морского бассейна с пониженной соленостью. Встречаются небольшие прослойки известняков. В конце живетского века произошло усиление регрессии моря. Началось региональное поднятие территории Печорского седиментационного бассейна, сменившееся крупной трансгрессией моря в начале франского времени, однако в пределах Варандей-Адзьвинской зоны в джьерское время осадки не накапливались. Дальнейшее погружение территории в тиманское время привело к накоплению осадков значительной мощности практически на всей территории зоны, за исключением восточной части Верхнеадьзвинской депрессии. Отложения представлены аргиллитами, мергелями, известняками, редко встречаются алевролиты. В саргаевское время произошло значительное понижение дна осадочного бассейна, сопровождающееся устойчивым морским осадконакоплением. Отложения среднедевонско-нйжнефранского комплекса могут расцениваться как типичные для перикратонного бассейна.

Доманиково - турнейский карбонатный комплекс. Сформировавшаяся в саргаевское время на территории Печорского бассейна крупная эпиконтинентальная впадина с режимом некомпенсированного осадконакопления существовала в течение всего среднефранско-турнейского времени. Породы доманикового горизонта представлены характерными черными и темно-коричневыми известняками, кремнистыми известняками, силицитами и глинистыми горючими сланцами. Указанная впадина, по-видимому, не обладала ровным рельефом, с чем связано появление изолированных рифогенных образований. Смена регрессивных и трансгрессивных фаз седиментации обусловила фациальную изменчивость осадков, что выражается в появлении комплекса органогенных известняков и

глинисто-карбонатных пород. Отложения позднефранского времени на территории Варандей-Адзьвинской зоны выделены в объеме кочмесской свиты. В позднефранское время на территории Варандей-Адзьвинской зоны продолжался рост конседиментационных локальных поднятий. В фаменском веке происходит общая регрессия морского бассейна, при этом начинается формирование отложений в мелководно-шельфовой зоне при сохранении режима некомпенсированного осадконакопления доманикоидов только в восточной части Варандей-Адзьвинской зоны. На основной части территории Варандей-Адзьвинской зоны происходит образование мелководных карбонатно-глинистых пород. Турнейский этап развития Печорского бассейна связан со значительным уменьшением площади морского бассейна, однако при этом на севере - в Варандей-Адзьвинской зоне - сохранились условия нормально-морского, карбонатного осадконакопления. Отложения представлены известняками органогенно-детритовой природы и вторичными доломитами. Мощность отложений снижается с востока на запад со 100-140 м до 50-60 м. Встречаются прослои глинистых известняков, глин и аргиллитов.

Нижнееизейский терригенный комплекс. Площадь морского бассейна существенно сократилась к позднетурнейскому времени, однако в Варандей-Адзьвинской структурной зоне продолжали существовать морские условия осадконакопления. В пределах Варандей-Адзьвинской структурной зоны кожимский надгоризонт включает в себя косьвинский, радаевский и бобриковский горизонты, которые, однако, не имеют повсеместного распространения. Например, кожимский надгоризонт практически отсутствует южнее Осовейской площади. Отложения косьвинского горизонта присутствуют на Сарембойском валу, вале Гамбурцева и северной части вала Сорокина. Они представлены мелкозернистыми известняками водорослевой природы, часто перекристализованными, а в верхней части горизонта глинистыми известняками. Отложения радаевского горизонта, представленные глинистыми известняками, встречаются только в северной части территории. Терригенные породы бобриковского горизонта представлены темно-серыми глинами с

прослойками известняков, кварцевых песчаников и глинисто-кварцевых алевролитов. Мощность кожимского горизонта в восточной части Варандей-Адзьвинской зоны более 100 м.

Верхневизейско-верхнекаменноугольный комплекс. Окско-серпуховская трансгрессия, которая началась еще в тульское время, расширила площадь морского бассейна. Разрез окско-серпуховского ярусов Варандей-Адзьвинской структурной зоны сложен известняками с незначительными прослоями аргиллитов и глин. Известняки частично доломитизированы. Карбонатное осадконакопление длилось на протяжении всего окско-серпуховского времени на большей части Варандей-Адзьвинской зоны. Среднекаменоугольный бассейн имел относительно ровное ложе, что обусловило формирование однородных отложений - преимущественно органогенно-обломочных известняков. В восточной части Варандей-Адзьвинской структурной зоны отложения башкирского яруса сложены известняковыми брекчиями, биогермными (водорослевыми) известняками. Известняки часто долмитизированы. Следует отметить отсутствие отложений московского яруса на большей части территории, что является следствием более поздних размывов. Хотя в Печорском седиментационном бассейне широко представлены отложения верхнего карбона, в пределах Варандей-Адзьвинской зоны они практически отсутствуют, что свидетельствует о подъеме территории в позднекаменноугольную эпоху.

Нижнепермский карбонатный комплекс. Трансгрессивно-регрессивный режим осадконакопления в зпиконтинентальном морском бассейне обусловил литологические особенности нижнепермских отложений. В ассельском и сакмарском веках на площади Варандей-Адзьвинской зоны располагался участок мелководного шельфа. Отложения представлены известняками, перекрытыми глинисто-мергелевыми отложениями. В то же время северная часть вала Сорокина была зоной развития органогенных построек: там развиты биогермные известняки водорослевого и кораллового происхождения. Фациальные условия морского осадконакопления сохранились

и в артинском веке. Породы артинского яруса представлены глинистыми известняками и глинами (разрез Верхнеадзьвинской депрессии). Верхняя часть разреза сложена детритовыми известнякамии. На большей части Варандей-Адзьвинской зоны породы артинского яруса представлены кремнистыми глинами и глинистыми известняками, а выше по разрезу залегают детритовые известняки. Кунгурские отложения отсутствуют на многих структурах Варандей-Адзьвинской зоны; на валу Сорокина они представлены карбонатно-глинистыми породами, перекрытыми выше по разрезу терригенными отложениями.

Верхнепермский терригенный комплекс. Разрез верхней перми Варандей-Адзьвинской зоны представлен как морскими карбонатными, так и терригенными отложениями. В последних присутствуют угли и углистые глины. В казанском и татарском веках площадь Печорского бассейна была континентальной равниной; поступавший с Палеоурала терригенный материал образовывал песчаники, аргиллиты и алевролиты. Вдоль вала Сорокина отмечена наибольшая песчанистость отложений.

Триасовый терригенный комплекс. Раннетриасовые отложения представленны в пределах Варандей-Адзьвинской зоны в объеме чаркабожской и харалейской свит. Отложения среднего триаса выделены в объеме ангуранской свиты, а верхняя часть среднего триаса и верхний триас представлены нарьянмарской свитой. Предтриасовый перерыв в осадконакоплении явился причиной широкого развития денудации и размыва верхнепермских, а иногда и более древних пород. Нижнечаркабожские отложения южной части Варандей-Адзьвинской структурной зоны представлены песчаниками с прослоями конгломератов. В харалейское время формирование отложений происходило в аллювиальных и озерных фациях на территории Верхнеадзьвинской депрессии и Сорокинского вала; эти отложения представлены чередующимися песчаниками и глинами. В ангуранское время произошло накопление крупнозернистых песков, сносимых с развивающегося Урала и слагающих большую часть разреза свиты; верхняя часть свиты

представлена в основном пестроцветными глинами. В это же время присходит некоторый размыв центральной части валов Сорокина, Гамбурцева и Сарембойского.

1.3. Нефтеносность Варандей-Адзьвинской зоны.

Варандей-Адзьвинская структурная зона занимает 3% от площади Печорского седиментационного бассейна. В настоящее время здесь открыто 21 месторождение нефти, продуктивными являются нижне-, верхнепалеозойские и триасовые отложения (Геология природных..., 1994). Извлекаемые запасы нефти (категории А+В+С]) Варандей-Адзьвинской зоны составляют 20,8% таковых Печорского нефтегазоносного бассейна. Нефти ВАЗ более чем на 90%

•5 о

имеют плотность более 0,870 г/см (с плотностью 0,870-0,900 г/см - 56,3%

о

запасов, с плотностью >0,900 г/см - 46,2%). 83% запасов нефти ВАЗ составляют нефти с содержанием серы более 2%, одновременно почти 46% запасов нефти ВАЗ имеют пониженное (менее 1,5%) содержание парафинов (Оценка..., 1995).

Обзор нефтеносности различных нефтегазоносных комплексов Варандей-Адзьвинской зоны составлен нами как по данным, приведенным в опубликованной литературе (Перспективы..., 1983, Соловьева и др., 1986, Островский и др., 1985, Михайлова, 1993, Хабаров, Галявич, 1989, Песецкая, Анищенко, 1989), так и с учетом фондовых материалов ТПО ВНИГРИ (Данилевский, 1991 г.).

Нефтеносность ордовикско-нижнедевонского карбонатного комплекса установлена на многих локальных структурах зоны. Залежи нефтей этого комплекса обнаружены на глубинах от 1965 до 4540 м. Основная масса залежей приурочена к отложениям нижнего девона, но встречаются залежи и в верхнесилурийских отложениях. На локальных структурах вала Сорокина (В аранд ейская, Наульская, Лабоганская, Седьягинская, Хосолтинская и Подверьюская) продуктивные горизонты данного комплекса залегают на глубинах от 3013 м (Седьягинская, 1, до 4540 м (Варандейская, 7, Б1+8).

__о

Плотность нефтей на валу Сорокина изменяется от 0.8323 до 0.8890 г/см , содержание серы обычно невелико и составляет 0.29-1.18 %. Содержание парафина варьирует от 0.9 до 13.3 %>, а доля бензиновых фракций достигает 20%. На валу Гамбурцева (Черпаюское, Нядеюское и Хасырейское месторождения) глубины вскрытых залежей нефти меньше, чем на валу Сорокина, и изменяются от 1965 м на Черпаюсском месторождении до 3414 м

л

на Нядеюсском. Плотность нефтей ограничена пределами 0.86-0.88 г/см , содержание серы изменяется от 0.15-0.76 %. Содержание парафина варьирует в пределах 4-12%, а выход бензиновых фракций составляет 12-18 %. Залежи нефтей нижнего комплекса вскрыты также на Сарембой-Няртеягинском валу (Тобойская, Мядсейская, Усть-Талотинская, Западно-Леккеягинская, Северо-Сарембойская и Сарембойская структуры) здесь глубины залегания продуктивных отложений варьируют от 2931 м (Северо-Сарембойская, до 4200 м (Тобойская, 12, Плотность нефти 0.8406-0.8904 г/см3, содержание серы 0.34-1.02 %. Содержание парафина изменяется от 1 до 14 %, выход бензиновых фракций 12-22 %.

Залежи нефтей в среднедевонско-нижнефранском терригенном комплексе обнаружены на месторождениях Сарембой-Няртеягинского вала (Западно-Леккеягинское, Тобойское), а также на Хасырейском, Седьягинском Южно-Степковожском и Юраюском месторождениях. Глубины залегания нефтеносных горизонтов изменяются от 1982 м (Хасырейское, 33) до 3920 м

л

(Южно-Степковожское, 1). Нефти имеют плотность от 0.85 до 0.88 г/см , содержание серы изменяется от 0.52 до 0.79%>, парафина - 6.2-15.6 %. Содержание бензиновых фракций составляет 6-16.6 %.

Притоки нефти из доманикоео-турнейского преимущественно карбонатного комплекса получены на нескольких месторождениях валов Сорокина, Гамбурцева, Сарембой-Няртеягинском (Седьягинское, Наульское, Лабоганское, Нядеюское, Черпаюское, Мядсейское, Тобойское, Медынское) Глубины продуктивных горизонтов варьируют от 1873-2131 м (Нядейюское и Черпаюское месторождения) до 2491-2897 м (Мядсейское и Медынское

месторождения). Нефти данного комплекса сильно различаются между собой

•з

по плотности, которая изменяется в пределах 0.856-0.973 г/см . Содержание серы очень сильно варьирует от 0.57 до 3.28 %, содержание парафина от 2 до 12 %, в среднем около 7 %. Содержание бензиновых фракций составляет около 17 %.

В нижнееизейском терригенном комплексе приток нефти получен только на Наульском месторождении (вал Сорокина), с глубины 2287 м.

•э

Плотность нефти 0.86 г/см , содержание серы 0.59 %, парафина - 11.7 %, бензиновых фракций - 13.51 %.

Залежи нефтей в отложениях верхневизейско-верхнекаменноугольного комплекса обнаружены на Седьягинском и Лабоганском месторождениях вала Сорокина. Глубины залегания - от 1442 м (Седьягинское месторождение) до 1936 м (Лабоганское месторождение). Плотность нефтей изменяется в пределах

■л

от 0.86 до 0.89 г/см , содержание серы - от 0.96 до 3.8 %, парафина от 2.3 до 4.6 %. Выход бензиновых фракций составляет около 14 %.

Нефтеносность нижнепермского карбонатного комплекса установлена на месторождениях вала Сорокина (Варандейское, Торавейское, Южно-Торавейское, Наульское, Лабоганское, Седьягинское), на глубинах от 896 м (Седьягинское месторождение) до 1630 м (Варандейское месторождение).

о

Нефти имеют высокую плотность (от 0,89 до 0,97 г/см ) и характеризуются повышеным содержанием серы (2.01-2.88 %). Содержание парафина незначительно и не превышает 2 %. Также невысок выход бензиновых фракций.

Залежи нефтей в верхнепермском терригенном комплексе обнаружены на ряде месторождений северной части вала Сорокина (Лабоганское, Наульское, Южно-Торавейское и Торавейское), на глубинах от 1235 м (73-Лабоганское) до 1420 м (106-Торавейское). Нефти имеют схожие физико-химические характеристики с нижнепермскими, но плотность их несколько выше (0.92-0.965 г/см ). Содержание серы также высоко: 2-2.97 %. Как и

нижнепермские, эти нефти малопарафинистые (не более 2 %) и бедны бензиновыми фракциями.

Нефтеносность триасового терригенного комплекса установлена, как и пермских, в пределах Варандей-Адзьвинской зоны только в северной части вала Сорокина (Варандейское, Торавейское, Южно-Торавейское, Наульское и Лабоганское месторождения). Нефтеносные горизонты залегают в широком диапазоне глубин: от 874 м (Наульское) до 1570 м (Варандейское). Нефти

о

тяжелые и сернистые, их плотность составляет 0.914-0.995 г/см , содержание серы изменяется от 1.64 до 2.99 %.

Выводы

1. Осадочный чехол Варандей-Адзьвинской зоны и прилегающих территорий Печорского бассейна представлен мощной толщей разновозрастных отложений - до 6-7 км. Основная их часть карбонатные образовалась в условиях морского бассейна. Доля терригенной составляющей возрастает вверх по разрезу.

2. Бурением в пределах Варандей-Адзьвинской зоны установлен широкий диапазон нефтеносности - от верхнего силура до триаса. Нефти здесь весьма сильно различаются по таким физико-химическим характеристикам как плотность, содержание серы и парафина, выход бензиновых фракций.

Глава 2 Органическая геохимия пород и нефтей Печорского бассейна(обзор)

Некоторое расхождение между названием данной главы и темой диссертационной работы связано с тем, что подавляющее большинство проводившихся региональных геохимических исследований посвящено изучению либо всего бассейна, либо более крупных, чем Варандей-Адзьвинская структурная зона, его частей.

2.1. Геохимия нефтей Печорского бассейна

Генетические особенности нефтей Печорского бассейна различных нефтегазоносных комплексов изучались многими исследователями ТПО

ВНИГРИ, ВНИГРИ, ВНИГНИ, МГУ, ИГиРГИ и Института геологии КНЦ УрО РАН.

Изучение генетических особенностей нефтей нефтегазоносного бассейна представляет собой большой практический и теоретический интерес. Оно может включать в себя: 1) генетическую типизацию нефтей изучаемого региона - диагностику условий формирования нефтей на основе изучения их химического состава; 2) корреляционные построения в системе нефть -нефтематеринская порода. Кроме чисто генетического подхода представляется важным установить влияние вторичных факторов на состав нефтей: катагенного, гипергенного и миграционного.

Ряд работ, посвященных геохимии нефтей Печорского бассейна, связан с генетико-геохимической их типизацией. Согласно Л.А.Анищенко, Л.А.Мельниковой и С.А.Забоевой (Геология природных... 1994) в разрезе Печорского бассейна выделяется 8-9 генетических типов нефтей, отвечающих разновозрастным нефтегазогенерирующим толщам регионального и зонального распространения.

Ордовикский генотип нефти выделяется по физико-химическим свойствам нефти из залежи в ордовикских отложениях Среднемакарихинского месторождения. Его характерными особенностями являются повышенная ароматичность, небольшое количество низкомолекулярных углеводородов, повышенное содержание высокомолекулярных алканов и твердых парафинов. Силурийско-нижнедевонский генотип выделяется указанными авторами как единый. Нефти характеризуются сапропелевым типом исходного органического вещества. Выделяются два подтипа: "морской", который характеризуется пониженной концентрацией высокомолекулярных н-алканов (Сз1/С19=0,2) и повышенным содержанием стеранов С27, и "лагунно-морской", имеющий отношение Сз1/С19>0,4. Среднедевонско-пашийский генотип нефти выделен по повышенным содержаниям средне- и высокомолекулярных углеводородов. Выделяются два подтипа: первый с ярко выраженной гумусовой характеристикой исходного органического вещества, второй - с

сапропелевым и гумусово-сапропелевым ОВ и геохимическими показателями застойных условий осадконакопления. Доманиковый генотип нефти широко распространен как в доманиковых, так и под- и наддоманиковых отложениях. Характерно пониженное содержания твердых парафинов (менее 4%), максимум в распределении н-алканов смещен в сторону низкомолекулярных соединений. Накопление исходного органического вещества происходило в анаэробных восстановительных условиях. Верхнефранско-фаменский генотип нефтей распространен в карбонатных отложениях и отличается двумя максимумами в распределении н-алканов: в низко- и в среднемолекулярной области. Визейский генотип нефти (в терригенных отложениях) с высокой парафинистостью и невысокой сернистостью встречен только на отдельных площадях. Визейско-нижнепермский генотип нефти отличается от нижележащих нефтей увеличением показателей гумусового ОВ, накопившегося в условиях морского мелководья с повышенной соленостью. Пермский генотип нефти в терригенных пермских отложениях имеет геохимические показатели, характерные для озерного водорослевого и гумусового ОВ.

Предполагается также возможным существование самостоятельного генотипа нефти в триасовых отложениях. Очаг генерации нефтей последнего типа предположительно может находится в современной акватории Баренцева моря (Геология природных... 1994).

Т.А.Кирюхина (Кирюхина, 1995) выделяет восемь основных типов нефтей Печорского бассейна и дает их краткую характеристику. Типизация основана на данных по распределению нормальных и изопреноидных алканов, а также по составу бензиновых фракций. Рассматривая нефти ВАЗ, Т.А.Кирюхина указывает на однотипность нефтей ордовикско-нижнедевонского комплекса В аранд ейского, Лабоганского, Наульского, Тобойского месторождений, что говорит об их вероятном сингенетичном образовании. Нефти из нижнедевонских коллекторов Седьягинского, Хосолтинского, Подверьюского, Черпаюсского, Нядейюского и Северо-Сарембойского месторождений объединены в другой тип. В состав данных

нефтей, по мнению автора, внесли свой вклад как морские, так и континентальные нефтематеринские отложения. Формирование состава нефтей каменноугольно-пермских и нижнетриасовых отложений связано с влиянием процессов гипергенеза и с возможным участием незрелых нефтематеринских пород. В отличии от Л.А.Анищенко (Геология природных... 1994) Т.А.Кирюхина не указывает возможное число и стратиграфическое положение основных нефтегенерирующих толщ Печорского бассейна.

В работах, посвященных геохимии нефтей Варандей-Адзьвинской зоны, часто указывается на их вероятное генетическое единство. Так, Г.И.Андреев (Андреев, 1993), исследуя особенности углеводородного состава нефтей ВАЗ, показал, что характерной особенностью нефтей нижних (ордовикско-нижнедевонского и франско-турнейского) комплексов является не только повышенное содержание алканов в бензиновой фракции нефтей, но и повышенные коэффициенты метаморфизма, свидетельствующие о более высокой степени их термической зрелости. Автор указывает на вероятное генетическое единство нефтей зоны, основываясь на близких значениях отношения пристан/фитан (Рг/РЬ) и коэффициента "нечетности".

При исследовании нефтей Варандей-Адзьвинской зоны Л.А.Анищенко (Анищенко др., 1984 г.) установлено, что нефти силурийско-нижнедевонких продуктивных горизонтов содержат в составе бензиновой фракции значительно больше алканов, меньше цикланов и аренов по сравнению с каменноугольными и пермско-триасовыми залежами. Поскольку распределение более высокомолекулярных соединений не имеет значимых отличий для нефтей различных комплексов, делается вывод о вероятном генетическом единстве нефтей Варандей-Адзьвинской зоны.

Одним из наиболее изученных районов ВАЗ является северная часть вала Сорокина, что связано с высокой плотностью запасов нефти и развитием нефтеносности в широком стратиграфическом диапазоне: от верхнего силура до триаса.

М.Б.Темянко, В.С.Соболев и В.Ф.Васильева (Темянко и др., 1986) представили результаты геохимических исследований нефтей северной части вала Сорокина. Отмечается широкое развитие тяжелых, смолистых и высокосернистых нефтей. В нефтях многопластовых месторождений, таких как Варандейское и Южно-Торавейское, обнаруживаются устойчивые корреляционные связи между содержанием порфиринов, серы, смол и асфальтенов. Максимальные содержания ванадилпорфиринов обнаруживаются в нефтях триасового комплекса. Нефти нижнего комплекса практически не содержат порфиринов. Авторы приходят к выводу, что по составу легких углеводородов нефти верхних и нижнего нефтеносных комплексов генетически едины. Рассматривая состав нормальных и изопреноидных алканов, авторы указывают на однотипность их распределения в нефтях из разных комплексов; отличия заключаются в положении основного максимума распределения н-алканов. Значения отношения Рг/РЬ лежат в пределах 1,14-1,88. Подчеркивается значительная затронутость нефтей пермских и триасовых отложений процессами биодеградации.

Э.В. Храмова и Л.Г. Нехамкина (Храмова, Нехамкина 1989) установили, что в северной части вала Сорокина при переходе от силурийско-девонских и каменноугольных резервуаров к пермским наблюдается постепенное измененение состава нефтей, частичное исчезновение н-алканов, затем изопарафиновых УВ, а также увеличение содержания ароматической фракции под воздействием на пермские нефти гипергенных процессов малой интенсивности. Нефти из триасовых отложений подверглись процессу гипергенеза в значительно большей степени.

Е.С. Ларская и Э.В. Храмова (Ларская и др., 1989) показали, что нефти и битумоиды нижнепалеозойских, девонских и каменноугольных отложений вала Сорокина генетически связаны с сапропелевым ОВ, а в нефтях и битумоидах пермских и триасовых отложений сказывается влияние ОВ гумусового происхождения. Однако влияние типа исходного органического вещества в значительной степени затушевано процессами катагенеза и гипергенеза нефти.

Т.А.Кирюхина и Г.Е.Яковлев (Кирюхина, Яковлев, 1997) указывают, что нефти из каменноугольно-пермских и пермско-триасовых отложений вала Сорокина генетически отличаются от нефтей силурийско-нижнедевонских и франско-турнейских резервуаров. Вероятным источником нефтей верхних горизонтов могли являться визейские глинистые отложения с хорошими нефтегенерационными свойствами.

Исследования В.А.Горбань (Песецкой) (Горбань, 1988), связанные с изучением микроэлементного, а также углеводородного состава нефтей Хорейверской впадины, Варандей-Адзьвинской зоны и битумоидов нижнепалеозойских пород Печорского бассейна, позволили ей предположить, что нефтяные залежи нижнепалеозойского комплекса являются в основном сингенетичными по отношению к вмещающим отложениям.

И.А.Матвеевой и Ал.А.Петровым (Матвеева, Петров 1997) исследовано распределение низкомолекулярных стерановых (НМС) УВ состава С21-22 в разновозрастных нефтях Печорского нефтегазоносного бассейна. Авторы показали, что концентрация НМС плавно возрастает от ордовикских к триасовым нефтям. Аналогичный состав биомаркеров в некоторых нефтях из верхних стратиграфических горизонтов и в нефтях из более глубоких частей разреза указывает на вероятную вертикальную миграцию нефтей.

Известно (Оценка..., 1995), что существенная часть нефтей ВАЗ (около 80% извлекаемых запасов) имеет высокое и очень высокое содержание серы, причем такие нефти преимущественно залегают в пермских и триасовых отложениях (Гусева, Кирюхина, 1985). В.Н.Макаревич (Макаревич и др., 1983 г.), говоря о причинах осернения нефтей Варандей-Адзьвинской зоны, указывает на вероятное прохождение через залежи пермо-триасовых тяжелых нефтей бензинов, обогащенных серой. Л.А.Анищенко (Анищенко и др., 1981 г.), отмечает, что нефти Печорского бассейна с высоким содержанием серы приурочены преимущественно к карбонатным НТК. Для катагенно-преобразованных метановых нефтей характерно резкое снижение сернистости.

Несмотря на значительный объём уже проведенных исследований состава и условий формирования нефтей Варандей-Адзьвинской зоны в настоящее время отсутствует четкое представление как о нефтематеринских породах, с которыми данные нефти связаны генетически, так и о соотношении генетических и геохимических факторов, обусловивших наблюдаемое широкое разнообразие их свойств.

2.2 Катагенетическая зональность Печорского бассейна

Исходя из современной осадочно-миграционной теории нефтеобразования, процесс нефтегенерации происходит в нефтематеринских породах, достигших определенной степени термической зрелости. Следовательно, изучение катагенетической зональности осадочного бассейна является основой для определения времени и условий формирования нефтяных флюидов в нефтематеринских толщах.

С.А.Данилевский и З.П.Склярова (Данилевский и др., 1988 г., 1986), продолжая исследования, начатые во ВНИГРИ Г.М. Парпаровой и С.Г. Неручевым (Катагенез..., 1981), изучали закономерности распределения залежей углеводородов в зависимости от интенсивности катагенетического преобразования пород. Определение стадий катагенеза проводилось на основании данных по отражающей способности витринита. В разрезе осадочного чехла Печорского бассейна установлено существование всех стадий катагенетической преобразованности пород. Они выделяли районы Печорского бассейна с различными типами катагенетической зональности:

A. С полным рядом катагенетической зональности. Это районы стабильного осадконакопления с развитием всех НТК. Им соответствуют значительные мощности осадочного чехла.

B. С редуцированным рядом, - либо за счет верхних, либо за счет нижних подзон катагенеза. Редуцированная сверху зональность может быть связана с инверсией и размывом верхних частей разреза, зональность же редуцированная снизу, - с небольшими мощностями осадочного чехла.

Наибольший интерес для нас представляет катагенетичесая зональность следующих соседних с ВАЗ впадин: Хорейверской впадины Печорской синеклизы, Косью-Роговской и Коротаихинской впадины Предуральского краевого прогиба. Из этих впадин была возможна миграция УВ к ловушкам Варандей-Адзьвинской зоны. Кроме того, разумеется, важна катагенетическая зональность самой ВАЗ.

В Хорейверской НТО установлена редуцированная снизу катагенетическая зональность. Мощность отложений, находящихся на стадии ПК, достигает 1.6 км. Зона МК3 развита до глубины 4.3 км; только в прибортовой (к гряде Чернышева) зоне наблюдается зона МК4 на глубине 4.4 км.

Аналогичная картина катагенетической зональности наблюдается в пределах вала Сорокина Варандей-Адзьвинской зоны. В юго-восточном борту ВАЗ (Сарембой-Няртеягинский вал) наблюдается сокращение мощности пород, находящихся на стадии катагенеза МКЬ и возрастание доли пород на стадии катагенеза МК4. Это может быть объяснено более глубоким залеганием фундамента (6-7 км).

Редуцированная сверху катагенетическая зональность характерна и для Косью-Роговской впадины. Зона МК^з распространяется здесь до глубин 2.54.0 км. Основная масса отложений имеет степень катагенетической преобразованности выше, чем МК4.

В.А.Песецкая (Песецкая, 1995) приводит данные о градациях катагенеза в разрезе скважин 11-Тобойская и 56-Наульская. Для нижнедевонских отложений Тобойской площади (глубина 3474 м) стадия катагенеза МК2, а для силурийских отложений в разрезе Наульской площади достигнута стадия МК3 (4045,6 м) и МК4 (4391,5 м).

2.3 Генерация углеводородов в осадочном чехле Печорского бассейна

Необходимой частью региональных геохимических исследований является изучение рассеянного органического вещества (РОВ) пород. Общая

масса РОВ Печорского бассейна оценивается Л.З.Аминовым, А.З.Паневой и В.Ф.Удот (Аминов и др. 1989) в 15 трлн. т, из которых 11 содержится в нефтегазогенерирующих отложениях. Наибольшая часть этих отложений была сформирована в морском бассейне и связана, по мнению авторов, с терригенной и карбонатно-терригенной седиментацией.

С.А.Данилевский (Данилевский и др. 1991 г.) указывает на существование в Печорском бассейне нескольких различающихся по значимости очагов генерации углеводородов:

A. Первого ранга - Северный и Южный.

B. Второго ранга - Варандей-Адзьвинский и Косью-Роговской.

C. Локальные - Хорейверский.

Нефтеносность Варандей-Адзьвинской зоны обусловлена, по его мнению, миграцией УВ из Северного и Варандей-Адзьвинского очагов генерации.

Генерация УВ в первом из них проходила в трех комплексах отложений: каменноугольно-нижнепермском, нижнепермском — карбонатном и пермско-триасовом, находящихся в пределах Баренцевоморского шельфа на стадиях катагенеза МК3-МК5. В результате латеральной миграции из Баренцевоморского очага были сформированы залежи нефтей северной части вала Сорокина. Варандей-Адзьвинский очаг генерации локализуется в юго-восточной части ВАЗ и северной части Косью-Роговской впадины. Основными нефтепроизводящими комплексами пород здесь являются силурийско-нижнедевонский и франско-турнейский, находящиеся на МК2.з стадиях катагенеза.

В Баренцевоморском очаге заметную роль играют нефтематеринские породы сравнительно молодого возраста (пермь-триас), что связано с их большей погруженностью и, соответственно, большей термической преобразованностью. Варандей-Адзьвинский очаг, несмотря на незначительные размеры, характеризуется значительными масштабами генерации УВ. Участие Хорейверского очага генерации в формировании нефтеносности Варандей-Адзьвинской зоны по-видимому, маловероятно.

Согласно М.И.Островскому с соавторами (Островский и др. 1985), областями генерации нефтей ВАЗ могли быть южная, погруженная часть Хорейверской впадины и Мореюсская депрессия. Допускается также, что залежи нефтей ордовикско-нижнедевонского нефтеносного комплекса могли сформироваться за счет поступления УВ флюидов из нескольких зон генерации, предположительно ордовик-силурийской и силур-нижнедевонской, т.к. нефти из нижней и верхней частей комплекса различаются по генетическим признакам.

При исследовании генетических особенностей нефтей Печорского бассейна по различным НТК выявлено (Геология природных..., 1994), что генерация углеводородов и формирование автохтонных углеводородных систем в Печорском бассейне проходило в 8-10 нефтегазоносных комплексах. В нижних комплексах отмечается три-четыре интенсивных этапа генерации, в верхних один или два. Породы, обогащенные рассеянным органическим веществом, прослеживаются практически по всему фанерозойскому осадочному разрезу.

Ю.И.Корчагиной, Н.П.Фадеевой и Г.Ф.Артамоновой (Корчагина и др., 1986), изучавшими потенциально нефтематеринские породы Печорского бассейна, установлено, что степень катагенной преобразованности ОВ пород возрастает от мезозойских к палеозойским отложениям, а для одновозрастных отложений с юга на север - в направлении их погружения и увеличения мощности. Мезозойское отложения, не являющиеся нефтематеринскими в пределах континентальной части Печорского бассейна, являются таковыми в более погруженной акваториальной части бассейна.

Породы нижнего-среднего палеозоя характеризуются значительными колебаниями содержания Сорг, которое несколько возрастает вверх по разрезу. Содержание хлороформенного битумоида А (ХБА) положительно кореллирует с содержанием Сорг, указывая на автохтонный в целом характер хлороформенного битумоида. Формирование месторождений нефти в верхнепалеозойском и мезозойском комплексе севера Печорского бассейна

осуществлялось путем латеральной миграции УВ с севера на юг и вертикальной миграции из нижележащих пород палеозоя (Корчагина и др., 1986).

Рассматривая время преобразования органического вещества отложений Хорейверской впадины В.А.Горбань (Горбань, 1984) отмечает, что преобразование ОВ силурийско-верхнедевонских отложений в нефтяные углеводороды проходило с начала карбона - ранней перми и по настоящее время. В целом катагенетическая преобразованность ОВ указанных отложений в пределах Хорейверской впадины не слишком высока.

Выводы

1. Проведенные ранее исследования по геохимии нефтей Печорского бассейна показали, что здесь выделяется до 8-9 типов нефти, различия между которыми обусловлены как генетическими (первичными) так и вторичными факторами.

2. Наиболее изученным районом Варандей-Адзьвинской зоны является северная часть вала Сорокина, нефти которого по мнению многих авторов различаются по степени термической преобразованности (более высокая в нижней части разреза) и измененности под действием гипергенных процессов (в пермских и триасовых отложениях).

3. Нефти нижнего палеозоя ВАЗ являются, в основном, сингенетичными вмещающему комплексу пород преимущественно карбонатного и глинисто-карбонатного состава. Залежи нефтей верхнего палеозоя и нижнего мезозоя сформировались в результате либо вертикальной миграции из отложений нижнего палеозоя, либо за счет латеральной миграции из более погруженной - акваториальной части бассейна.

Заключение диссертации по теме «Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений», Бушнев, Дмитрий Алексеевич

Выводы

1. Нефти силурийско-нижнедевонского комплекса имеют два различных источника: ордовикский и собственно силурийско-нижнедевонский, а формирование залежей в силурийско-нижнедевонских резервуарах Осовейского месторождения связано с миграцией из вышележащих НМП.

2. Часть залежей нефти в резервуарах франко-турнейского НТК сформировалась в результате вертикальной миграции из нижележащих отложений, но отмечены и сингенетичные залежи, генетически связанные с отложениями доманиковых фаций верхнего девона.

3. Состав нефтей пермско-триасовых отложений северной части вала Сорокина был сформирован в результате смешения нескольких (минимум двух) исходных, генетически различных типов нефти. Поступление первого из них произошло в результате вертикальной миграции из нижележащих отложений, дозаполнение ловушек нефтью иного типа, возможно, связано с процессом латеральной миграции со стороны Печорского моря. В промежутке между поступлением разнотипных флюидов нефти в сформированных залежах подверглись процессу биодеградации.

Заключение

В результате проведенных автором исследований можно сделать следующие выводы:

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

2. Формирование состава большей части нефтей Варандей-Адзьвинской зоны связано с преобразованием исходного органического вещества в преимущественно карбонатных породах, что впервые показано на основании данных по распределению в нефтях ароматических серосодержащих соединений. Исключение представляют нефти северной части вала Сорокина (верхнекаменноугольно-пермские залежи), которые генетически связаны с РОВ глинистых пород.

3. Несмотря на значительный диапазон глубин залегания, исследованные нефти имеют близкую степень термической зрелости, что особенно отчетливо проявляется в сходных значениях биомаркерных коэффициентов зрелости нефтей. С точки зрения изучения степени катагенной преобразованности нефтей наиболее информативным показателем является величина отношения 4-/1-МДБТ, которая резко возрастает при катагенезе.

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

5. Исследование нефтематеринских пород северо-восточной части Печорского бассейна показало, что во всех стратиграфических подразделениях нижнего палеозоя существуют прослои, содержащие кероген 1-Й типов и обладающие высоким нефтематеринским потенциалом при достаточной степени катагенной зрелости (МК1-МК3). По средней величине остаточного нефтематеринского потенциала породы различного возраста можно выстроить в следующий ряд: > В] > 82 > 81 > О3. При этом следует учитывать, что более древние отложения реализовали большую часть исходного генерационного потенциала.

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

Список литературы диссертационного исследования кандидат геолого-минералогических наук Бушнев, Дмитрий Алексеевич, 1998 год

Список использованной литературы

Опубликованная литература

1. Аминов Л.З., Панева А.З., Удот В.Ф. Условия накопления органического вещества в Печорском седиментационном бассейне. // Геология и ресурсы горючих полезных ископаемых европейского Севера СССР. Сыктывкар, 1989. - С.72-76. (Тр. Ин-та геологии Коми НЦ УрО РАН; Вып. 69).

2. Андреев И. Особенности углеводородного состава нефтей Варандей-Адзьвинской зоны // Тезисы Всероссийской геологической конференции, том II, - Сыктывкар, 1993.

3. Анищенко JI.A., Данилевский С.А. Прогноз зон нефтегазонакопления в основных нефтегазоносных комплексах Тимано - Печорской провинции // Геология месторождений горючих ископаемых Европейского северо-востока СССР (труды IX геологической конференции Коми АССР), Сыктывкар, -1981.

4. Белоконь Т.В., Фрик М., Применение биомаркеров в нефтегазовой геологии. - М., 1993. - 47 с. // Геология, методы поисков, разведки и оценки топливно-энергетического сырья. Обзор / АО "Геоинформмарк"..

5. Бензотиофены - высокоинформативные показатели катагенеза Чахмахчев A.B., Виноградова Т.Л., Агафонова 3., Гордадзе Т.И., Чахмахчев В.А. // Геология нефти и газа. - 1995, N 7. - С 32.

6. Бушнев Д.А. Биомаркеры в нефтях Варандей-Адзьвинской зоны // Труды международного симпозиума "Молодежь и проблемы геологии на рубеже третьего тысячелетия." - Томск, ТПУ, 1997, - с. 143.

7. Бушнев Д.А. Геохимическая типизация нефтей Варандей-Адзьвинской зоны. // Структура, вещество, история литосферы Тимано-Североуральского сегмента. Материалы V научной конференции Института геологии Коми НЦ УрО РАН, - Сыктывкар 1996. - С. 9-11.

8. Бушнев Д.А. Распределение ароматических серосодержащих соединений

в нефтях Варандей-Адзьвинской зоны. // Структура, вещество, история литосферы Тимано-Североуральского сегмента. Материалы V научной конференции Института геологии Коми НЦ УрО РАН, - Сыктывкар 1996. -С.13-14.

9. Бушнев Д.А. ОЬеосарБотогрка ршса ордовика - влияние на состав нефтей Печорского бассейна // Тезисы докладов Второго Международного симпозиума "Био- и секвенсстратиграфия нефтегазоносных бассейнов", -Санкт-Петербург, ВНИГРИ, 1997, - С. 22-23.

10.Бушнев Д.А. Геохимические особенности органического вещества доманиковых фаций // Структура, вещество, история литосферы Тимано-Североуральского сегмента. Информационные материалы 6-й научной конференции Института геологии Коми НЦ УрО РАН, - Сыктывкар, Геопринт, - 1997. - С. 23-27.

11.Бушнев Д.А. Высокоуглеродистые отложения ордовикского возраста, образованные О1оеосар8отогрка ршса как нефтематеринские породы Печорсокго седиментационного бассебйна / Углеродсодержащие формации в геологической истории. Условия формирования, рудоносность, физико-химия углерода, технологии. - Петрозаводск, - 1998, стр 21.

12.Бушнев Д.А. Продукты термолиза асфальтенов биодеградированных разностей нефтей вала Сорокина Печорского седиментационного бассейна. // Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа, (под редакцией член-корр. РАН Б.А.Соколова) - М.: Изд-во. Моск. Ун-та, - 1998, С.39-41.

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

14.Варандей-Адзьвинский авлакоген - новый нефтяной район Тимано-Печоррской провинции. Россихин Ю.А., Теплов Л.К., Горецкий С.Н.,

Рапопорт Б.И. // Геология и нефтегазоносность Севера Европейской части СССР. (Труды ЗапСибНИГНИ), - 1983.

15.Виссер В. Геологическая информация, получаемая на основе данных о составе нефтей, и ее использование при разведке и эксплуатации месторождений, в кн.- Новые идеи в геологии и геохими нефти и газа. - М.: ГЕОС,- 1997. 104 с.

16.Воробьева Н.С., Земскова З.К., Петров Ал.А. Изопренаны Т-образной структуры. // Нефтехимия, 1986, № 5, С. 579-582.

17.Воробьева Н.С., Земскова З.К., Петров Ал.А. Нефтяные изопреноидные алканы нерегулярного и псевдорегулярного типов строения. //Нефтехимия. 1982. Т.22. N 5, С.587.

18.Галимов Э.М., Фрик М. Экспериментальное изучение влияния температуры на состав изопреноидов и н-алканов нефти и органического вещества пород. //Геохимия. 1986. N. 3. С. 355.

19.Геология природных углеводородов Европейского Севера России (флюидные углеводородные системы). - Сыктывкар, 1994. - 179 с.

20.Горбань В.А. Геолого-геохимические предпосылки нефтегазообразования в палеозойских отложения севера Печорского бассейна. // Печорский нефтегазоносный бассейн (литология и тектоника). - Сыктывкар, 1984, С. 56-62 (труды Института геологии Коми фил. АН СССР, вып. 47)

21.Горбань В.А. Корреляция нефтей и органического вещества нижнепалеозойских пород Печорского бассейна. // Печорский нефтегазонсный бассейн (геология, геохимия). - Сыктывкар, 1988, -С. 106113. (тр. Ин-та геологии Коми НЦ УрО АН СССР; Вып. 64).

22.Гусева А.Н., Кирюхина Т.А, Закономерности размещения и условия формирования состава тяжелых нефтей Тимано-Печорского НГБ. //тр. ИГиРГИ. Распространение и условия формирования тяжелых и сернистых нефтей. М. Наука, 1985. с.83-89.

23.Данилевский С.А., Склярова З.П. Катагенетическая зональность и размещение залежей углеводородов в Тимано-Печорской провинции. // Закономерности размещения зон нефтегазонакопления в Тимано-Печорской провинции. Сб.науч.трудов. - Л., ВНИГРИ, 1986. С.23-32.

24.Дорогочинская А.Н. Степенов B.C. Фадеев. И.М, Геохимические факторы формирования состава реликтовых алканов С17-С20 в каустобиолитах. // Нефтехимия. - 1993. N.1. с.9.

25.Евстафьев С.Н., Денисова Т.И., Мякина И. А. и др. Состав гексанорастворимой части пиридинового экстракта адунчулунского бурого угля (МНР). //Химия твердого топлива. №6, 1992, С. 5-10.

26.Евстафьев С.Н., Линдинау Н.М., Плюснин С.Н. и др. Углеводороды пиридинового экстракта азейского бурого угля. // Химия твердого топлива. №5. 1991. С. 7-12.

27.Евстафьев С.Н., Тутурина В.В. Генезис ароматических структур в органической массе гумусовых углей. // Химия твердого топлива. №6, 1996, С. 18-22.

28.Задачи и методические приемы битуминологических исследований / Успенский В.А., Радченко O.A., Беляева Л.С. и др. -Л.: Недра, -1986, -223 с.

29.3апорожцева И.В., Щусь Т.К., Москалюк З.В. Новые данные о глубинном строении Варандей-Адзьвинской структурной зоны. // Тектоника Европейского Севера СССР. - Сыктывкар, - 1986. С. 46-56. (Тр. Института геологии Коми фил. АН СССР, вып. 55).

30.Изосимова А.И., Чалая О.Н., Реликтовые углеводороды в органическом веществе и нефтях Якутии. - Новосибирск "Наука" Сибирское отделение 1989.

31.Ильинская В.В. Генетическая связь углеводородо органического вещества пород и нефтей. -М.: Недра, -1985.

32.Катагенез и нефтегазоносность. Парпарова М., Неручев С., Жукова А. и др. - JL: Недра, 1981. - 240 с. (М-во. геологии СССР. Всесоюзн. нефт. науч.-исслед. геол. разв. ин-т).

33.Кирюхииа Т.А. Типы нефтей Тимано-Печорекого бассейна. // Вестник Московского университета, серия 4, геология, №2 1995. с.39-49.

34.Кирюхина Т.А., Яковлев Е., Модель формирования нефтяных месторождений на севере вала Сорокина. // Новые идеи в геологии и геохими нефти и газа. М.: ГЕОС, 1997. С.65.

35.Колесников А.Ю., Матвеева И.А., Петров Ал.А. Нефтяные углеводороды стероидного типа с тремя ароматическими кольцами. // Нефтехимия. - 1988. Т.28, N 3, С.303.

36.Колесников А.Ю., Найденов О.В., Матвеева И.А. Реликтовые и полициклические ароматические углеводороды как показатели условий генезиса нефтей.// Нефтехимия - 1991, Т.31, N 6, С.723.

37.Корчагина Ю.И., Фадеева Н.П., Артамонова Ф. Геохимическое обоснование нефтепродуктивности недр севера Тимано-Печорского нефтегазоносного бассейна // Современные проблеммы геологии и геохимии горючих ископаемых. Под ред. В.В.Семиновича, Б.А.Соколова. - М.: Изд-во МГУ, 1986. С. 102-110.

38.Ларская Е.С., Храмова Э.В., Загулова О.П. Генетические соотношения и и трансформация циклических УВ битумов и нефтей отложений вала Сорокина. // Геология нефти и газа. №3, С.38-44, -1989.

39. Лопатин Н.В., Емец Т.П. Пиролиз в нефтегазовой геологии. - М.: Наука, 1987.

40.Матвеева И.А., Петров Ал.А. Геохимическое значение стеранов состава С2\-С22 // Геохимия, - 1997, №4, С.456-461.

41. Михайлова Т.Н. Применение термических методов воздействия на залежах высоковязких нефтей Варандей-Адзьвинской структурной зоны. // Тезисы Всероссийской геологической конференции, том II, с. 167. - Сыктывкар 1993.

42.н-Алкилбензолы состава Ci2-C30 в нефтях. Остроухов C.B., Арефьев O.A., Пустильникова С.Д., Забродина М.Н., Петров Ал.А.// Нефтехимия. 1983. T.23.N 1. С.20.

43.Нефтегазообразование в отложениях доманикового типа / С.Неручев., Е.А.Рогозина., И.А.Зеличенко и др. - JL: Недра, 1986. - 247 с. (МинГео СССР, ВНИГРИ).

44.Нефтяные алкилбензолы состава С12-С30 с изопренановыми цепями регулярного строения. Остроухов C.B., Арефьев O.A., Забродина М.Н., Петров Ал.А. // Нефтехимия. - 1983. Т.23. N 6. С.740.

45.Нефтяные изопренаны с нерегулярным звеном типа "голова к голове". Воробьева Н.С.,Земскова З.К.,Головкина JI.C., Петров Ал.А. // Нефтехимия.

- 1987. T.27,N3,C.308.

46.Новые реликтовые алканы нефтей. Макушина В.М., Арефьев O.A., Забродина М.Н., Петров Ал.А. // Нефтехимия. Т. 18., с. 847-854. 1978.

47. Особенности генерации углеводородов докембрийскими нефтематеринскими толщами Русской плиты. Баженова О.К, Соколов Б.А, Егоров В.А, Постникова И.Е. // Нефтегазоносные и угленосные бассейны России./Отв. ред. - Б.А.Соколов. - М.: - Геологический факультет МГУ, 1996, - 288 с.

48.Островский М.И., Ботнева Т.А, Панкина Р. и др. Состав нефти и формирование залежей в ордовикско-нижнедевонских отложениях Печорской синеклизы. // Советская геология. № 4., С. 35-39., 1985.

49. Оценка ресурсов и перспективы использования горючих полезных ископаемых Республики Коми Дедеев В.А., Мельникова JI.A., Пименов Б.А., Рябинкин C.B. // Геология горючих ископаемых европейского севера России.

- Сыктывкар, -1995. -С.4-25. (Тр. Ин-та геологии Коми науч. центра УрО Российской АН; Вып. 85).

50.Перспективы нефтегазоносности силурийско-нижнедевонских отложений севера Тимано-Печорской провинции. Богатырев В.В., Россихин Ю.А.,

Соенко B.JI., Горецкий С.Н. // Геология и нефтегазоносность Севера Европейской части СССР. (Труды ЗапСибНИГНИ), 1983.

51.Песецкая В. А. Катагенез нижнепалеозойских отложений Печорского нефтегазоносного бассейна // Геология горючих ископаемых европейского севера России. - Сыктывкар, - 1995. - С.63-70. (тр. Ин-та геологии Коми науч. центра УрО Российской АН; Вып. 85).

52.Песецкая В.А., Анищенко Л.А. Микроэлементы нафтидов палеозойских отложений Печорского нефтегазоносного бассейна. // Геология и ресурсы горючих полезных ископаемых европейского Севера СССР. - Сыктывкар, 1989. - С. 108-112. (Тр. Ин-та. геологии Коми НЦ УрО АН СССР; Вып. 69).

53.Песецкая В.А., Павлова С.Н., Забоева С.А. Нефтематеринские породы Печорского седиментационного бассейна. Сыктывкар, геопринт. 1996 - 50 с.

54.Петров Ал.А. Стереохимия насыщенных углеводородов. - М.: Наука, 1981. 254 с.

55.Петров Ал.А. Углеводороды нефти. -М.: Наука. - 1984. 264 с.

56.Петров Ал.А., Абрютина H.H., Изопреноидные углеводороды нефти. // Успехи химии №6, 1989, с. 983.

57.Полициклические ароматические углеводороды средней фракции 200400 °С нефти. Матвеева И.А., Бекаури М.И., Колесников А.Ю., Петров Ал.А. //Нефтехимия - 1991, T.31,N4, С.439.

58.Полициклические ароматические углеводороды средних фракций нефтей различных месторождений. Колесников А.Ю., Матвеева И.А., Бекаури М.И., Петров Ал.А.// Нефтехимия 1991, Т.31, N 4, С.452.

59.Равновесный состав и свойства эпимерных холестанов. Пустильникова С.Д., Абрютина H.H., Каюкова П., Петров Ал.А. // Нефтехимия. 1980. Т.20. N 1. С.26.

60.Равновесный состав и свойства эпимеров перегруппированного холестана. Каюкова П., Пустильникова С.Д., Абрютина H.H., Головкина Л.С., Петров Ал.А. // Нефтехимия. 1980. Т.20, N 2, С. 183.

61.Россихин Ю.А., Мельникова С.О. Геологическое строение перспективы нефтеносности карбонатных комплексов вала Сорокина. // Геология месторождений горючих ископаемых Европейского северо-востока СССР (труды IX геологической конференции Коми АССР), Сыктывкар, -1981.

62.Сафонова И. Реликтовые структуры в углеводородах нефтей различных стратиграфических подразделений. М.: Недра, 1980, 260 с.

63.Современные методы исследования нефтей (справочно - методическое пособие). Под ред. А.И.Богомолова., М.Б.Темянко., Л.И.Хотынцевой. -Л.: Недра, -1984, -431 с. (М-во геологии СССР. Всесоюзн. нефт. науч.-исслед. геол. развед. ин-т).

64.Соенко В.Л., Белова Л.И., Йотов В.И. Локальные структуры северной части Тимано-Печорской провинции и тектонические критерии их нефтегазоносности. - В кн. Геология и прогноз нефтегазоносности Тимано-Печорской провинции. (Труды ВНИГРИ), 1984. с. 83-87.

65.Соенко В.Н., Горецкий С.Н. Палеотектонические условия формирования зон нефтегазонакопления севера Тимано-Печорской провинции.- В кн.: Тектоника Европейского Севера СССР. Сыктывкар, 1986. с. 14-25. (Тр. Института геологии Коми фил. АН СССР, вып. 55).

66.Соловьева Л.И., Шакиров Р.Н., Никонов Н.И. Нефтегазоносность силурийско-нижнедевонского комплекса вала Гамбурцева. - В кн. Тектоника Европейского Севера СССР. Сыктывкар, 1986. с. 57-66. (Тр. Института геологии Коми фил. АН СССР, вып. 55).

67.Структура платформенного чехла Европейского Севера СССР. Колл. Авторов. Под ред. В.А.Дедеева. - Л.: Наука, 1982.- 200 с. (АН СССР Коми филиал, Институт геологии).

68.Тектоника Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции. (Объяснительная записка к "Структурно-тектонической карте Тимано-Печорской провинции" масштаба 1:1000000) Коми научный центр УрО РАН, Сыктывкар, 1989.-28 с.

69.Тектоническая карта Печорской плиты. - Серия препринтов "Научные доклады". Коми филиал АН СССР, Сыктывкар, 1985, вып. 142, 12 с.

70.Тектонические условия размещения залежей углеводородов в Печорском бассейна Дедеев В.А., Аминов J1.3., Тимонин Н.И., Малышев H.A., Панева А.З. // Печорский нефтегазоносный бассейн (литология и тектоника). Сыктывкар, -1984, С.3-18. (тр. Ин-та геологии Коми фил. АН СССР, вып. 47).

71.Темянко М.Б., Соболев B.C., Васильева В.Ф. и др. Особенности состава и условия формирования тяжелых нефтей северо-востока Тимано-Печорской провинции. // Аспекты генетических связей нефтей и органического вещества пород. -М.: Наука, 1986, с. 106-109.

72.Тиссо Б., Вельте Д. Образование и распространение нефти. М. Мир. 1981.

73.Удовенко Л. А., Данилевский С.А. Геологическая эволюция Варандей-Адзьвинской структурной зоны в позднем палеозое и раннем мезозое в связи с распределением залеженй нефти. // Геология и прогноз нефтегазоносности Тимано-Печорской провинции. (Труды ВНИГРИ), 1984. с. 74-83.

74.Физер Л., Физер М., Стероиды. - М.: Мир, 1964.

75.Хабаров А.Б, Галявич А.Ш. Тектоника и нефтегазоносность Юго-Восточной части Варандей-Адзьвинской структурной зоны. // Геология и ресурсы горючих полезных ископаемых европейского Севера СССР. - Сыктывкар, 1989. С. 54-64. (Тр. Ин-та. геологии Коми НЦ УрО АН СССР; Вып. 69).

76.Химические типы нефтей и превращение нефтей в природе Забрадина М.Н., Арефьев O.A., Макушина В.М., Петров Ал.А. // Нефтехимия, 1978, №2, сс.280-290.

77.Храмова Э.И., Нехамкина Л. Углеводородный состав разновозрастных нефтей вала Сорокина // Геология нефти и газа. №5, С.46-49, -1989.

7 8. Циклы седиментогенеза и нефтегазоносные комплексы Печорского бассейна. Дедеев В.А., Аминов Л.З., Беляева Н.В., Чермных В.А. //

Нефтегазоносные комплексы Печорской синеклизы. Сыктывкар, -1981, С.3-26. (Труды Института геологии Коми филиала АН СССР, вып. 35).

79.Ben G. К. van Aarssen, Alexander R, Kagi R. Correlation of Global Sea-Level Changes with changes in the relative abundance of dibenzothiophene in sediments // Organic. Geochemistry. -Maastricht. -1997.

80.Biodégradation in South Texas Eocene oils - Effects on aromatics and biomarkers. Williams J.A., Bjoroy M., Dolcater D.L., Winters J.S.// Org. Geochem. 1986 V.10,PP. 451—461.

81.Brassell S.C., McEvoy J., Hoffmann C.F. et al. Isomerisation, rearrangement and aromatisation of steroids in distinguishing early stages of diagenesis // Org. Geochem. V6, pp.. 11-23, 1984.

82.Bray E.E., Evans E.D. Hydrocarbons in nonreservoir-rock source beds: Part 1. AAPG Buletin, 49, 248-257, 1965.

83.Cassani F., Gallango O., Talukdar S. et al. Methylphenantrene maturity index of marine sourse rock extracts and crude oils from the Maracibo Basin. // Org. Geochem. 1988. V.13. N 1-3. P.73.

84.Chakhmakhchev A., Suzuki N., Saturate biomarkers and sulfur compounds in oils and condensates from different source rock lithologies of Kazakhstan, Japan and Russia. // Org. Geochem. Vol 23, №4, pp. 289 - 299, 1995.

85.Connan J., Cassow A.M. Properties of gases and liquids derived from terristrial kerogen at various maturation levels.//Geoch. at Cosm. Acta. 1980. V.44. N.l P.l-23.

86.Evolution of sulfur compounds in crude oils. Ho T.Y., Rogers M.A., Drushel H.V., Koons C.B.// AAPG bulletin Vol. 58, № \ 1, pp. 2338-2348, -1974.

87.Foster C.B., Reed J.D., Wicander R. Gloeocapsomorpha Prisca Zalessky, 1917: A New Study. Part I: Taxonomy, Geochemistry, and Paleoecology. // Geobios, №22, fasc. 6, 1989.

88.Fowler M.G. The influence of Gloeocapsomorpha prisca on the Organic Geochemistry of Oils and Organic-Rich Rocks of Late Ordovician Age from

Canada. // Early Organic Evolution: Implication! for Mineral and Energy Reservoirs, 1992.

89.Fowler M.G., Abolins P. and Douglas A.G. Monocyclic alkanes in Ordovician organic matter // Org. Geochem. Vol. 10, pp. 815-823, -1986.

90.Fowler M;G., Douglas A.G. Distribution and structure of hydrocarbons in four main Ordovician rocks // Org. Geochem. Vol. 6, pp. 105-114, -1984.

91.Further observation on the paraffins and primary alcogols of plant waxes. Waldron, J.D., D.S.Govers., A.C.Chibnal, and S.H.Piper. // Biochem J. 78, 435442, 1961.

92.Grantham P.J., Wakefield L.L., Variations in the sterane carbon number distributions of marine source rock derived crude oils through geological time. // Org. Geochem. Vol. 2, №12, pp. 61-73, 1988.

93.Grimalt J., Albaiges J. Sources and occurrence of C12-C22 n-alkane distributions with even carbon-number preference in sedimentary environments // Geochim. at Cosmochim. Acta, 51, 1379-1384, 1984.

94.Guthrie J.M. Molecular and carbone isotopic analysis of individual biological markers: evidence for source of organic matter and paleoenviromental conditions in the Upper Ordovician Maquoketa Group, Illinois Basin, U.S.A. // Org. Geochem. Vol. 25, № 8, pp. 339-360,1996.

95.Hoffman C.F., Foster C.B., Powell T.G. et al. Hydrocarbon biomarkers from ordovician sediments and the fossil alga Gloeocapsomorpha Prisca Zalessky 1917 // Geochim. Et Cosmochim Acta -Vol. 51, -1987, -PP. 2681-2697.

96.Huang W.-Y., Meinschein W.G. Sterols as ecological indicators. // Geoch. at Cosmochim. Acta, 1979, v 43, p. 739-745.

97.Huges W.B., Use of thiophenic organosulphur compounds in characterizing crude oils carbonate versus siliclastic sourses // Petroleum Geochemistry and Sourse Rock Potencial of Carbonate Rocks. AAPG Studies in Geology, № 18 (ed. J.G. Palacas), pp. 181 - 196, 1984

98.Hunt J.M. Petroleum geochemistry and geology. - 2nd ed. W.H.Freeman and Company 1995.

99.Jacobson S.P., Hatch J.R., Teerman S.C. et al. Middle ordovician organic matter assamblages and their effect on ordovician-derived oils // The AAPG Bulletin. -V. 72, -N. 9, -1988, -PP. 1090-1100.

100. Larcher A.V., Alexander R., Kagi R.I., Changes in configuration of extended moretanes with increasing sediment maturity. // Org. Geochem. Vol.11, № 2, pp. 59-63, 1987.

101. McEvoy J., Giger W., Origin of hidrocarbons in Triassic Serpiano oil shales: Hopanoids. //Org. Geochem. Vol. 10, pp. 943-949, 1985.

102. Meyers P.A., Takeuchi N. Fatty asids and hidrocarbons in surficial sediments of lake Huron // Org. Geochem. Vol. 1, № 1, pp. 127-138, -1979.

103. Pesetskaya V.A. Boushnev D.A. Organic Geochemistry of the Pechora Basin oils and their Sources // European union of geosciences 9. Abstract supplement № 1, Terra Nova Volume 9, 1997.

104. Peters K.E., Moldowan J.M. Effects of source, thermal maturity, and biodégradation on the distribution and isomerisation of homohopanas in petroleum. // Org. Geochem. Vol. 17, № 1, pp. 47-61, 1991.

105. Peters K.E., Moldowan J.M. The biomarker guide. Interpreting molecular fossils in petroleum and ancient sediments. 1993. Prentice-Hall, Inc. New Jersey.

106. Policyclic alkanes in a biodegradatet oils from the Kelamayi oil field northwestern China. Zhusheng J., Fowler M.G., Lewis C.A. and Philp R.P. // Org. Geochem. Vol. 15, № 1, pp. 35-43, -1990.

107. Radke M. Application of aromatic compounds as maturity indicators in source rocks and crude oils. // Mar. Petrol. Geol. Vol. 5, -PP.224-236, -1988.

108. Radke M., Garrigues P., Willsch H. Methylated dicyclic and tricyclic aromatic hydrocarbons in cruid oils from the Handil fild, Indonesia // Org. Geochem. 1990. V.15.N 1.P.17.

109. Radke M., Leuthaeuser D. and Teichmuller M. Relationship between rank and composition of aromatic hydrocarbone for coals of different origines // Org. Geochem. Vol. 6, pp. 423-430, -1984.

110. Radke M., Welte D.H., Willsch H. Geochemical study on a well in the Western Canada basin: relation of the aromatic distribution pattern to maturity of organic matter // Geochim. et Cosmochim. Acta. -Vol.46, N1, PP. 1-11, -1982.

111. Radke M., Welte D.H., Willsch H. Maturity parameters based on aromatic hydrocarbons: Influens of the organic matter type. // Org. Geochem. 1986. V.10. P.51.

112. Reed J.D., Illich H.A. and Horsfield B. Biocemical evolutionary significance of Ordovician oils and their sources. // Org. Geochem. Vol. 10, pp. 347-357, 1986.

113. Retention indices for programmed-temperature capillary-column gas chromatography of polycyclic aromatic hydrocarbons. Lee M.L., Vassilaros D.L., White C.M., Novotny M. // Analitical chemistry. Vol.51, №6, PP.768-773. -1979.

114. Rowland S.J., Alexander R., Kagi R.I. et al. Microbial degradation of aromatic compounds of crude oils: A comparision of laboratory and field observation // Org. Geochem. Vol. 9, № 4, pp. 153-161, -1986.

115. S chou L., Myhr M.B., Sulfur aromatic compounds as maturity parameters // Org. Geochem. - 1988. - V.13. - P.61-66.

116. Seifert W.H., Moldovan J.M., Demaison G.J. Source correlation of biodegradated oils // Org. Geochem. Vol. 6, pp. 633-643, -1984.

117. Valkman J.K., Alexander R., Kagi R.I. et al. Biodégradation of aromatic hidrocarbons in crude oils from the Barrow sub-basin of western Australia // Org. Geochem. Vol. 6, pp. 619-632, -1984.

118. Waples D.W., Machihara T. Biomarkers for geologist - a practical guide to the application of steranes and triterpanes in petroleum geology. AAPG methods and exploration, №9, 1991.

Фондовые материалы

119. Аверьянова В.А., Каратенова JI.A., Симашко З.А. и др. отчет Осовейской сейсмопартии 20392 о результатах детальных работ масштаба 1:50000 в 1991-1992 г-Воркута, -1993. (сев. тер. геолфонд. инв. №7968).

120. Анищенко JI.A., Данилевский С.А., Трифачев Ю.М. и др. отчет по теме: «Геохимия газов, нефтей и битумов Тимано-Печорской провинции и условия формирования нефтегазовых и гзоконденсатных залежей». ТПО ВНИГРИ, Ухта, 1981 (фонды УНГГ, инв. № 9791).

121. Анищенко JI.A., Данилевский С.А., Трифачев Ю.М. и др. отчет по теме: «Изучение геохимических закономерностей размещения крупных зон нефтегазообразования в Тимано-Печорской провинции. ТПО ВНИГРИ, Ухта, 1984 (фонды УНГГ, инв. № 10128).

122. Данилевский С.А., Анищенко JI.A., Юдина Ф. отчет по теме: «Изучение геохимического состава углеводородных флюидов и рассеянного органического вещества основных нефтегазоносных комплексов для прогнозирования нефтяных, газоконденсатных и газовых залежей в различных районах Тимано-Печорской провинции». ТПО ВНИГРИ, Ухта, 1987. (фонды УНГГ, инв. № 10466).

123. Данилевский С.А., Склярова З.П., Анцифирова Н.Ф. и др. отчет по теме: «Провести классификацию качественных и количественных критериев в плане их информативности для занального и локального прогноза нефтегазоносности, проверку её в отдельных районах Тимано-Печорской провинции, ТПО ВНИГРИ, Ухта, 1988 (фонды УНГГ инв. № 10701).

124. Данилевский С.А., Шевченко P.E., Анцифирова Н.Ф. и др. отчет по теме: «Уточнить прогноз фазового состояния и качества углеводородов в нефтегазоносных комплексах Тимано-Печорской провинции на 1990 ТПО ВНИГРИ, Ухта, 1991. (фондф УНГГ, инв. № 11004).

125. Йотов В.И., Соенко B.JL, Белова Л.И. и др. отчет по теме «Анализ палеотектонического развития основных структурно-литологических

комплексов Печоро-Колвинского и Варандей-Адзьвинского авлакогенов в связи с оценкой дальнейших перспектив их нефтеносности, направлений буровых и разведочно-геофизических работ». «Архангельскгеолгия», Архангельск. -1985 (сев. тер. геолфонд. инв. №6577).

126. Макаревич В.Н., Невский В.В., Буданов Ф. и др. отчет по теме: «Основные критерии нефтегазонсоности и условия формирования залежей нефти и газа Тимано-Печорской нефтегезоносной провинции. ВНИГРИ Ленинград, 1983 (фонды УНГГ, инв. № 10019).

127. Никонов Н.И., Белякова Л.Т., Мартынов A.B. отчет по теме: «Изучить литологию и стратиграфию нефтегазоносных комплексов Тимано-Печорской провинции.» - Ухта, 1991/92