Геохимия органического вещества баженовской свиты юго-востока Западной Сибири и генетически связанных с ним флюидов тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.09, кандидат геолого-минералогических наук Самойленко, Вадим Валерьевич

• Самойленко, Вадим Валерьевич
• кандидат геолого-минералогических наук
• 2011

Оглавление диссертации кандидат геолого-минералогических наук Самойленко, Вадим Валерьевич

ВВЕДЕНИЕ.

1. ГЕОЛОГО-ГЕОХИМИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАЙОНА ИССЛЕДОВАНИЙ.

1.1. Стратиграфия.

1.2. Тектоника.

1.3. Нефтегазоносность.

1.4. Баженовская свита в районе исследований.

1.4.1. Баженовская свита и ее роль в формировании нефтегазоносности

Западной Сибири.

1.4.2. Палеогеография времени накопления баженовского горизонта и факторы, контролировавшие накопление органического вещества в породах.

1.4.3. Факторы, контролировавшие накопление органического вещества в породах баженовской свиты.

1.4.4. Литолого-стратиграфия и типы разрезов.

1.5. Геохимические методы в прогнозе нефтегазоносности.

1.5.1. Содержание органического вещества и его генерационный потенциал.

1.5.2. Молекулярный состав и биомаркерный анализ нефтей и битумоидов.

2. МЕТОДИЧЕСКИЕ ВОПРОСЫ.

2.1. Отбор образцов пород баженовской свиты.

2.2. Пробоподготовка кернового материала и получение экстрактов.

2.3. Пиролиз Rock-E val.

2.4. Хроматомасс-спектрометрический анализ.

2.5. Определение отражательной способности витринита.

2.6. Компонентный и изотопный состав газа.

2.7. Метрологическое обеспечение работ.

3. ГЕОХИМИЯ ОРГАНИЧЕСКОГО ВЕЩЕСТВА ПОРОД БАЖЕНОВСКОЙ

СВИТЫ ТОМСКОЙ ОБЛАСТИ.

3.1. Современное содержание органического вещества и его генерационный потенциал.

3.2. Молекулярные параметры как отражение типа и условий осадконакопления органического вещества пород баженовской свиты.

3.3. Оценка степени термической зрелости органического вещества пород баженовской свиты.

3.3.1. Отражательная способность витринита углей верхнеюрских отложений.

3.3.2. Пиролитические параметры.

3.3.3. Молекулярные параметры.

3.3.4. Информативность параметров катагенеза.

3.4. Начальный генерационный потенциал и степень его реализации.

3.5. Количество генерированных углеводородов.

4. ФЛЮИДЫ, ГЕНЕТИЧЕСКИ СВЯЗАННЫЕ С БАЖЕНОВСКОЙ СВИТОЙ.

4.1. Генетические типы нефтей юго-востока Западной Сибири на основе их молекулярного состава.

4.2. Генетические типы газов юго-востока Западной Сибири.

4.3. Закономерности распространения флюидов баженовского типа.

5. МОДЕЛИРОВАНИЕ ГЕНЕРАЦИИ И МИГРАЦИИ УГЛЕВОДОРОДОВ.

5.1. Кинетические исследования органического вещества пород баженовской свиты.

5.2. Порог эмиграции.

5.3. 1D моделирование генерации углеводородов.

5.4. 3D бассейновое моделирование генерации, миграции и аккумуляции углеводородов.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Геохимия органического вещества баженовской свиты юго-востока Западной Сибири и генетически связанных с ним флюидов»

Актуальность

Высокобитуминозные кремнисто-глинисто-карбонатные толщи морского генезиса являются основными нефтематеринскими породами практически во всех нефтегазоносных бассейнах мира. К числу таких нефтематеринских пород относится баженовская свита Западно-Сибирского мегабассейна. Кроме того, баженовская свита является региональным флюидоупором и именно под этой толщей во многих районах сконцентрированы основные ресурсы углеводородов, а на ряде месторождений непосредственно из нее ведется промышленная добыча нефти, то есть там она обладает еще и коллекторскими свойствами. Неудивительно поэтому, что баженовская свита с момента ее выделения Ф.Г. Гурари в 1959 году как самостоятельного литостратиграфического подразделения является объектом пристального внимания многих исследователей.

С породами баженовской свиты генетически связаны более 80 % общей массы геологических ресурсов нефти Западной Сибири /Конторович А.Э. и др., 1999/. Они стали источником нефти таких гигантских и крупных месторождений, как Самотлорское, Приобское, Лянторское, Федоровское, Мамонтовское и др. Пик открытия этих месторождений пришелся на 60-80-е годы прошлого столетия. В эти годы стратегия поиска нефти и газа на территории Западной Сибири основывалась на поиске залежей углеводородов в структурных ловушках. Однако уже к концу 80-х годов во всех районах, где велось активное бурение, их фонд в значительной степени был исчерпан. Современный же уровень изученности Западно-Сибирского мегабассейна сейсморазведочными работами и глубоким бурением свидетельствует, что этап открытия крупных залежей углеводородов в структурных ловушках миновал.

В то же время мировая практика показывает, что от половины до 2/3 запасов нефти и газа сосредоточено в огромном числе мелких залежей как структурного, так и неструктурного типа. Однако геологоразведочные работы, направленные на поиск углеводородов в мелких залежах, заведомо связаны с повышенным инвестиционным риском, и на сегодняшний день отсутствует надежная методология поиска ловушек неструктурного типа, поэтому проведение геологоразведочных работ только в рамках прежней стратегии поиска не может обеспечить должного прироста запасов. Геологоразведочным работам должны предшествовать региональные исследования, направленные на выделение локальных зон с наиболее высокой вероятностью обнаружения залежей.

Формирование залежей углеводородов является сочетанием множества благоприятных факторов, поэтому очевидно, что вероятность положительного прогноза залежей зависит от целостности восстановленной всей истории формирования нефтегазоносности района, начиная от условий формирования осадочной толщи и заканчивая процессами разрушения залежей углеводородов. На современном технологическом уровне эта задача решается в рамках бассейнового моделирования, в основе которого лежит интегрированное моделирование региональных процессов седиментогенеза и литогенеза, структурообразования, а также генерации, миграции и аккумуляции углеводородов. Каждый из блоков модели играет значимую роль в получении конечного результата. Но первоначальной в прогнозе нефтегазоносности является информация об объемах углеводородов, генерированных в осадочном бассейне, для получения которой необходимы геохимические исследования нефтегазоматеринских толщ. Геохимические исследования нефтей и углеводородных газов дают важную информацию о распространении флюидов, генетически связанных с той или иной материнской толщей, что несет дополнительные сведения о качестве коллекторов и покрышек, наличии разломов и истории тектонического развития региона. Геохимические исследования нефтематеринских толщ и углеводородных флюидов являются неотъемлемыми в прогнозе нефтегазоносности, а необходимость геохимических исследований пород баженовской свиты, являющейся основной нефтематеринской породой Западно-Сибирского мегабассейна и генетически связанных с ней нефтей, трудно переоценить.

Объектом исследований являются породы баженовской свиты, нефти и газы месторождений юго-востока Западной Сибири.

Цель работы: выявить закономерности изменения современного генерационного потенциала пород баженовской свиты и степени его реализации на юго-востоке Западной Сибири и обосновать распространение генетически связанных с ними флюидов.

Основные задачи исследований:

• Исследование молекулярного состава экстрактов из пород баженовской свиты, оценка с использованием молекулярных параметров источника и условий накопления органического вещества и уровня его термической зрелости.

• Оценка начального генерационного потенциала пород баженовской свиты и степени его реализации.

• Исследование молекулярного и изотопного состава нефтей и газов юго-востока Западной Сибири и установление закономерностей распространения флюидов, генетически связанных с породами баженовской свиты.

• Интегрирование полученной геохимической информации в ЗБ бассейновом моделировании. Оценка масштабов генерации углеводородов и прогнозирование зон скопления флюидов.

Фактический материал и методы исследования. В работе обобщены результаты исследований более 1400 образцов пород баженовской свиты из 85 скважин юго-востока Западной Сибири, в которых керновым материалом было представлено более 70 % разреза свиты. Все образцы пород исследованы пиролитическим методом на приборе Rock-Eval 6 Turbo. Для 825 образцов выполнены детальные хроматомасс-спектрометрические исследования хлороформенных экстрактов из пород. Проведены хроматомасс-спектрометрические исследования более 500 проб нефтей со 165 различных площадей юго-востока Западной Сибири. Подготовлена коллекция из 120 образцов углей верхнеюрских отложений, определения значений отражательной способности витринита для которых выполнены в ИГиРГИ (г. Москва), ИНГГ СО РАН (г. Новосибирск) и ЗСМК (г. Новокузнецк). Изотопный состав компонентов газа был определен для 90 проб во ВНИГНИ и ГЕОХИ (г. Москва). Моделирование процессов генерации, миграции и аккумуляции углеводородов выполнено с использованием программного пакета (OptKin, Genex, Ternis 3D) фирмы BeicipFranlab.

Достоверность данных аналитических исследований обеспечивалась применением тестированных, метрологически аттестованных или стандартизированных методик, поверенных средств измерений, использованием межлабораторных и внутрилабораторных стандартов.

Защищаемые положения:

1. С использованием молекулярных параметров показано, что в районе исследований одной из важнейших фациально-генетических характеристик обстановки осадконакопления органического вещества пород баженовской свиты являлся окислительно-восстановительный режим.

2. В оценке степени термической зрелости органического вещества пород баженовской свиты наиболее информативным параметром является метилдибензотиофеновое отношение (4МДБТ/1МДБТ).

3. Современный генерационный потенциал органического вещества пород баженовской свиты на территории юго-востока Западной Сибири находится в диапазоне 450700 мг УВ/г Сорг, начальный - 575-700 УВ/г Сорг. Породы баженовской свиты реализовали от первых процентов до половины своего начального генерационного потенциала.

4. Набор молекулярных параметров, определенный для органического вещества пород баженовской свиты, и установленные закономерности их изменения в районе исследований, позволяют проводить надежные корреляции с нефтями этого генетического типа, устанавливать основные пути миграции и зоны аккумуляции углеводородов.

Научная новизна работы.

Впервые предложено использование параметра 4МДБТ/1МДБТ, как наиболее информативного в оценке термической зрелости органического вещества баженовской свиты. Получен патент на метод оценки перспектив нефтегазоносности с использованием молекулярного параметра 4МДБТ/1МДБТ - «Способ определения зрелых нефтематеринских пород».

Установлен диапазон изменения молекулярных параметров, характеризующих фациально-генетические условия осадконакопления органического вещества, в области распространения пород баженовской свиты на юго-востоке Западной Сибири.

Впервые определен начальный генерационный потенциал органического вещества пород баженовской свиты на юго-востоке Западной Сибири, и установлены региональные закономерности его изменения.

В ЗБ бассейновом моделировании для калибровки теплового потока и степени реализации исходного генерационного потенциала породами баженовской свиты использован молекулярный параметр 4МДБТ/1МДБТ, что в совокупности со знаниями начального генерационного потенциала органического вещества баженовской свиты позволило существенно повысить адекватность модели.

Практическая значимость работы.

Полученный в результате выполненных исследований материал существенно дополняет знания о генерационном потенциале пород баженовской свиты на юго-востоке Западной Сибири.

С использованием молекулярного параметра 4МДБТ/1МДБТ предложен критерий оценки минимальной термической зрелости органического вещества, достаточной для образования промышленных залежей нефти на юго-востоке Западной Сибири, генетически связанных с породами баженовской свиты.

Набор молекулярных параметров, определенный для органического вещества пород баженовской свиты юго-востока Западной Сибири, отражающих как фациально-генетические условия накопления органического вещества, так и его термическую зрелость, позволяет уверенно выполнять корреляции нефть - нефтематеринская порода.

Результаты работ по оценке объемов генерации углеводородов породами баженовской свиты и установлению закономерностей распространения нефтей этого генетического типа, выполненных по заказу ОАО «Томскнефть», ОАО «Востокгазпром», ЗАО «Ванкорнефть», ГП «НАЦ РН им. В.И. Шпильмана», ООО «Стимул-Т», использованы при определении перспективных участков для постановки ГРР.

Апробация работы и публикации. Результаты работы представлялись на 9 российских и международных конференциях: 7-ая, 8-ая международные конференции «Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа» (МГУ, 2004, 2005); научно-практическая конференция «Проблемы и перспективы развития минерально-сырьевого комплекса и производительных сил Томской области (Томск, 2004); 22-ой, 23-ий, 24-ый, 25-ый международные конгрессы по органической геохимии (Севилья, Испания, 2005; Торки, Великобритания, 2007; Бремен, Германия, 2009; Интерлакен, Швейцария, 2011); 68-ая международная конференция европейской ассоциации ученых геологов и инженеров (Вена, Австрия, 2006); 5-ая, 6-ая, 7-ая международные конференции «Химия нефти и газа» (Томск, 2003, 2006, 2009); научно-практическая южнороссийская конференция «Проблемы бассейнового моделирования и геолого-гидродинамического моделирования» (Волгоград, 2006); всероссийская научная конференция «Успехи органической геохимии» (Новосибирск, 2010); научно-практическая конференция «Современные вызовы при разработке и обустройстве месторождений нефти и газа Сибири» (Томск, 2011).

Получен патент на метод оценки перспектив нефтегазоносности с использованием молекулярного параметра 4МДБТ/1МДБТ - «Способ определения зрелых нефтематеринских пород».

По теме диссертации опубликовано 48 работ, из них 7 статей в ведущих научных журналах, рекомендованных ВАК, 40 работ опубликовано в материалах международных и всероссийских конференций, получен 1 патент.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, 5 глав и заключения. Объем диссертации составляет 181 страницу машинописного текста, включая 64 рисунка и 17 таблиц. Список литературы содержит 144 источника.

Заключение диссертации по теме «Геохимия, геохимические методы поисков полезных ископаемых», Самойленко, Вадим Валерьевич

Результаты исследования показали, что средние значения П/Ф в разрезе баженовской свиты района исследований изменяются от 1,06 до 1,78, а отношение стеранов находится в узком диапазоне от 0,95 до 1,15 (рисунок 3.10). При этом в районе исследований нет какой-либо приуроченности несколько больших или несколько меньших значений отношения С29/С27 Steranes к крупным положительным или отрицательным структурам и какой-либо региональной зависимости. Доминирование морских биопродуцентов в формировании органического вещества сохранялось не только на протяжении всего времени формирования пород баженовской свиты (рисунок 3.9), но и было неизменным на всей территории района исследований. Качество органического вещества (Н1о), вероятно, определялось характером аэробного и анаэробного преобразования исходной биомассы на стадии седиментации и диагенеза /Гончаров И.В. и др., 2010в; Goncharov I.V. et al., 201 Ib/.

Из рассмотренных молекулярных параметров только отношение П/Ф может дать сколько-нибудь значимую информацию для региональной оценки качества органического вещества баженовской свиты в районе исследований.

Массив изученных скважин с представительным выносом кернового материала неравномерно освещает район исследований и является недостаточным для построения достаточно детальной схемы регионального изменения параметра П/Ф в породах баженовской свиты (рисунок 2.1). Для возможности использования данных и по другим скважинам, где свита освещена керновым материалом менее чем на 70 %, были прослежены закономерности поведения П/Ф в разрезе баженовской свиты исследуемой территории. На рисунке 3.12 представлены изменения П/Ф в разрезах баженовской свиты скважин западной и восточной части района, представляющих как крупные положительные структуры, так и депрессии. Эти типовые разрезы наглядно демонстрируют основные закономерности поведения параметра П/Ф для пород баженовской свиты:

- с запада на восток происходит увеличение среднего значения П/Ф в разрезе баженовской свиты;

- в восточном направлении увеличиваются колебания П/Ф в разрезе свиты;

- в депрессионных зонах значения П/Ф более стабильны в разрезе свиты, чем на положительных структурах;

- с удалением на восток в депрессионных зонах более контрастными становятся изменения П/Ф у кровельной и подошвенной части, тогда как в центральной части разреза значения П/Ф достаточно стабильны.

Ранее аналогичные выводы о характере изменения параметра ПУФ в разрезе баженовской свиты и в региональном плане были сделаны Гончаровым И.В. (1987). Они подтверждают то, что по мере приближения к периферии бассейна осадконакопления условия становились все более окислительными и менее стабильными.

4,0

3,0

Ф <3>

СО

2 О)

2,0 О о. о о

1,0

Q 0 0 и о а в в ш Е □

О породы баженовской свиты о породы средней и нижней юры

0,0

1,0

2,0

3,0

4,0

5,0

П/Ф

Рисунок 3.11 - Взаимосвязь средних значений параметров П/Ф и С29/С27 Біегапез для пород баженовской свиты исследованных скважин скв. 69 Лонтынь-Яхская (Ка ймысо веки й свод) скв. 33 Кондаковская

Александровский свод)

П/Ф г то X £ ю ч .С

2115

2120

2125

2130

2135

2140

0,5

1,0

1,5

2,0

§* «в § л ® и о к

Л " а !г г» о сх^ о

Т) о ш чэ скв. 4 Глуховская (Нюрольская впадина) скв. 2 Толпаровская (Усть-Тымская впадина)

Рисунок 3.12 - Изменение параметра П/Ф в разрезе баженовской свиты некоторых скважин района исследований

Полученные для отдельных территорий района «эталонные» закономерности изменения параметра П/Ф в разрезе свиты, позволили использовать для оценки средних значений и построения региональной схемы данные тех скважин, где породы баженовской свиты слабо освещены керновым материалом.

На рисунке 3.13 представлена схема изменения параметра П/Ф в районе исследований. Из этой схемы видно, что значения П/Ф во многом повторяют контуры основных крупных структурных элементов (рисунок 1.4). Минимальные значения соответствуют депрессионным зонам, максимальные - крупным положительным структурам. В восточном направлении происходит увеличение средних значений П/Ф, отражая изменение палеообстановки условий осадконакопления. В западных районах значения П/Ф изменяются от 1,0 до 1,3, в восточных увеличиваются до 1,5-1,7. При этом западная граница «переходной» зоны между баженовской свитой и марьяновской свитой, предложенная В.А. Конторовичем (2001), исходя из изменения характера зависимости Сорг от КС и ГК, почти совпадает с изолинией П/Ф-1,5. Изолиния П/Ф-1,5 в некоторой степени повторяет и границу между Пурпейской-Васюганским и Сильгинским фациально-структурными районами (рисунок 3.13).

Схема изменения параметра П/Ф для юго-востока Западной Сибири хорошо согласуется со схемой, построенной ранее Гончаровым И.В. (1987) для центральных районов бассейна. Если центральной части палеобассейна соответствуют значения П/Ф 0,6-1,0, то на юго-востоке они более 1,0. При этом важно отметить, что даже в Сильгинском фациальном районе - «переходном» районе между баженовской и марьяновской свитами - средние значения П/Ф для разреза свиты не превышают 1,8.

Построенная схема изменения параметра П/Ф для пород баженовской свиты позволяет не только выполнять надежные корреляции нефть-материнская порода в районе исследований, но дает дополнительную информацию о палеоусловиях осадконакопления в баженовское время. Схема изменения П/Ф во многом повторяет контуры крупных структурных элементов. Явное несовпадение характера изменения П/Ф с современным структурным планом отмечается только для района Колтогорского мезопрогиба. Значение П/Ф на Саймовской площади, находящейся в осевой части мезопрогиба составляет 1,35. Это же значение характерно и для положительных структур, обрамляющих прогиб с запада, востока и севера. В южной же части прогиба и его обрамлениях отношения П/Ф значительно ниже и составляют 1,13-1,22. Это позволяет сделать вывод, что в палеорельефе баженовского времени в северной части современного Колтогорского мезопрогиба не было впадины, а пригибание произошло уже после формирования пород баженовской свиты.

Аналогичные выводы по результатам анализа сейсмических профилей и данных глубокого бурения ранее были сделаны Конторовичем В.А. (2002). В результате анализа зависимостей между толщиной отложений мезозой-кайнозойских комплексов и глубин залегания баженовской свиты сделан вывод, что еще в верхнемеловом (турон) палеорельефе баженовской свиты амплитуда палеодепрессии в районе современного Колтогорского мезопрогиба составляла лишь 14 м (!). Резкое погружение депрессионной части мезопрогиба относительно его бортов произошло лишь в коньяк-кайнозойское время, когда осевая часть депрессии опустилась относительно ее периферии на 323 м, что составляет 95 % от современной амплитуды прогиба. граница Томской области исследованные скважины граница"переходной зоны баженовской свиты /Конторович В.А., 2001/ граница распространения пород баженовской свиты /Конторович В.А., 2001/

Рисунок 3.13 - Схема изменения среднего значения параметра П/Ф для пород баженовской свиты района исследований

3.3. Оценка степени термической зрелости органического вещества пород баженовской свиты

Оценка степени термической (катагенетической) зрелости органического вещества нефтематеринских пород рассматривается как один из центральных вопросов в нефтяной геологии, поскольку она прямо влияет на многие практические решения. Основными среди них являются количественный прогноз нефтегазоносности и вопросы корреляции «нефть-нефтематеринская порода», то есть определение источника генерации и его местонахождения.

Существует множество методов оценки зрелости органического вещества пород, степень эффективности которых варьирует от низкой до очень высокой, а применение может быть в той или иной степени ограниченным. Многие из оптических и физико-химических методов требуют затраты большого времени на подготовку образцов и, следовательно, не могут быть использованы в качестве быстрых методов. В связи с этим они часто применяются для изучения ограниченной выборки образцов. В то же время все эти методы не заменяют, а лишь дополняют друг друга. Оптические методы в большей степени предназначены для идентификации автохтонного вещества, а физико-химические методы охватывают все органическое вещество в целом. К числу наиболее экспрессных методов можно отнести пиролиз по технологии Rock-E val. В вопросах корреляции нефть-нефтематеринская порода наиболее целесообразно использование молекулярных параметров.

Важно отметить, что в большинстве случаев используемые для оценки зрелости органического вещества параметры несут на себе и отражение его природы. Эффективные методы и параметры для одного типа керогена могут оказаться совершенно неинформативными для другого, поэтому важно использовать комплексный подход в определении зрелости органического вещества и в каждом случае определить наиболее эффективные параметры. Именно поэтому для определения зрелости органического вещества пород баженовской свиты использованы различные методы:

- определение отражательной способности витринита (оптический метод);

- анализ пород по технологии Rock-Eval (пиролитический метод);

- хроматомасс-спектрометрическое исследование экстрактов из пород (физикохимический метод).

3.3.1. Отражательная способность витринита углей верхнеюрских отложений

Отражательная способность витринита (Ro) является общепризнанным параметром для оценки зрелости органического вещества. Молекулярная перестройка структуры углей, и в частности витринита, происходит под влиянием температуры, что сказывается на отражательной способности витринита. В связи с этим витринит может быть использован как «максимальный термометр», созданный самой природой в осадочных породах. По отражательной способности витринита можно приближенно судить о максимальных температурных воздействиях на породы, определять стадии литификации осадочных пород и степень катагенеза заключенного в них органического вещества. Наиболее распространенной шкалой катагенеза органического вещества считается схема Н.Б. Вассоевича, совместно опубликованная С.Г. Неручевым, Н.Б. Вассоевичем и Н.В.Лопатиным (1976). В основу единой системы терминов положен термин «катагенез». Для обозначения раннего, среднего и позднего подэтапов катагенеза использованы префиксы: прото-, мезо- и ano- (ПК, МК и АК). Каждый из подэтапов имеет свои градации (ПК1.3, МК1.5, АК1.3), которые примерно совпадают с углемарочной шкалой (таблица 3.1). А.Э. Конторович (1976) предложил более детальное расчленение подэтапа мезокатагенеза на ранний, средний и поздний с соответствующей индексаций (MKi1"2, МК2, МК31"2).

Эти две системы обозначения градаций катагенеза наиболее широко используются геологами России. За рубежом для характеристики эволюции органического вещества материнских пород применяют термины диагенез, катагенез, метагенез и метаморфизм (Тиссо Б., ВельтеД., 1981). Однако эти термины трактуются несколько иначе, чем в российской литературе. В настоящей работе принята система индексов А.Э. Конторовича (1976).

В связи с существованием различных типов органического вещества, имеющих различные энергии активации разложения, нет точных границ, определяющих стадии генерации нефти и газа. Эти границы колеблются в зависимости от типа керогена, поэтому шкала эволюции органического вещества и степени реализации его генерационного потенциала должна определяться отдельно для каждого типа органического вещества. При отсутствии данных о типе органического вещества пород ориентировочно можно считать, что нефтегенерация может начаться при отражательной способности витринита 0,5-0,7 % и достигнуть максимума (главная фаза нефтеобразования) при 0,8-1,1 % в зависимости от типа керогена.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

С использованием современного аналитического оборудования (пиролиз Rock-Eval, хроматомасс-спектрометрия, изотопная хроматография) выполнены исследования пород баженовской свиты, нефтей и газов юго-востока Западной Сибири с целью получения детальной геохимической информации о свойствах нефтематеринской породы и особенностях молекулярного состава и закономерностях распространения генетически связанных с ней углеводородных флюидов. Результаты выполненных исследований позволили сделать следующие основные выводы:

1. Среднее содержание Сорг в разрезе баженовской свиты района исследований составляет не менее 5-6 % и достигает 15 %, а генерационный потенциал органического вещества изменятся от 700 до 450 мг УВ/г Сорг. Полученные новые данные о закономерностях изменения Сорг и генерационных свойствах органического вещества существенно дополняют и детализируют знания о современном генерационном потенциале пород баженовской свиты на юго-востоке Западной Сибири.

2. С использованием молекулярных параметров на широкой выборке образцов подтверждено, что на всей территории района исследований в формировании органического вещества пород баженовской свиты доминировали морские биопродуценты, а качество органического вещества главным образом определялось окислительно-восстановительным режимом на этапе седиментогенеза и диагенеза. Наиболее надежно среди молекулярных параметров проследить изменение окислительно-восстановительных условий накопления органического вещества позволяет отношение П/Ф. Региональные исследования пород показали, что для баженовской свиты на территории юго-востока Западной Сибири средняя величина П/Ф в разрезе свиты не превышает значения 1,8.

3. В оценке термической зрелости органического вещества баженовской свиты использование отражательной способности витринита углей верхнеюрских отложений значительно уступает по информативности молекулярным параметрам в экстрактах из пород. Из множества опробованных молекулярных параметров катагенеза наиболее информативным для органического вещества пород баженовской свиты во всем диапазоне реализации генерационного потенциала является метилдибензотиофеновое отношение (4МДБТ/1МДБТ).

4. Анализ условий накопления органического вещества пород баженовской свиты и закономерностей изменения его термической зрелости позволили установить, что на территории юго-востока Западной Сибири начальный генерационный потенциал этих пород изменяется в диапазоне от 575 до 700 мг УВ/г Сорг. Выявленные закономерности изменения начального генерационного потенциала органического вещества для баженовской свиты имеют место на востоке Западной Сибири и для пород марьяновской и яновстанской свит, образуя с ними единый фациальный ряд.

5. На территории района исследований породы баженовской свиты реализовали от первых процентов до 40-50 % своего исходного генерационного потенциала. Максимальная зрелость органического вещества пород достигается в центральной части Нюрольской впадины и в районе Криволуцкого вала Александровского свода. В районе Криволуцкого вала из-за меньшего начального генерационного потенциала органического вещества и меньшей толщины баженовской свиты плотность генерации углеводородов в 3 раза меньше, чем в центре Нюрольской впадины.

6. Определенный для пород баженовской свиты набор геохимических параметров, характеризующий как фадиально-генетические особенности органического вещества, так и его термическую зрелость в районе исследований, позволяет выполнять надежные корреляции с нефтями района. Выполненные исследования показывают, что породы баженовской свиты принимали участие в формировании основной части нефтяных залежей верхней юры и мела на территории Томской области. Но в формировании газовой составляющей газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений юго-востока Западной Сибири баженовская свита практически не принимала участия.

7. Предложено использовать параметр 4МДБТ/1МДБТ как критерий оценки минимальной термической зрелости органического вещества, достаточной для образования промышленных залежей нефти, генетически связанных с породами баженовской свиты. Если величина этого параметра в экстрактах из пород баженовской свиты менее 0,80, то эти породы не были способны к генерации углеводородов в количествах необходимых для начала активной первичной миграции флюидов и формирования промышленных залежей нефти.

8. Полученная информация является надежным геохимическим блоком в ЗЭ бассейновом моделировании процессов генерации, миграции и аккумуляции углеводородов, генетически связанных с баженовской свитой. Результаты выполненного моделирования для одного из районов юго-востока Западной Сибири с учетом знаний об исходном генерационном потенциале пород баженовской свиты и степени его реализации показали хорошую сходимость утвержденных запасов открытых месторождений со значениями, определенными моделированием.

Список литературы диссертационного исследования кандидат геолого-минералогических наук Самойленко, Вадим Валерьевич, 2011 год

1. Афанасьев И.С., Гаврилова Е.В., БирунЕ.М., Калмыков Г.А., Балушкина Н.С. Баженовская свита. Общий обзор, нерешенные проблемы // Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть». - 2010. - № 5. - С. 20-25.

2. Брадучан Ю.В., Гольберт A.B., Гурари Ф.Г. и др. Баженовский горизонт Западной Сибири (стратиграфия, палеогеография, экосистема, нефтеносность). Новосибирск: Наука, 1986.-217 с.

3. Вассоевич Н.Б. Исходное вещество для нефти и газа // Происхождение нефти и газа и формирование их месторождений. М.: Недра, 1972. - С. 39-70.

4. Виноградова Т.Л., Чахмахчев В.А., Агафонова З.Г. и др. Углеводородные и гетероатомные соединения показатели термической зрелости органического вещества пород и нафтидов // Геология нефти и газа. - 2001. - № 6. — С. 49-55.

5. Воробьева Н.С., Земскова З.К., Пунанов В.Г. и др. Биометки нефтей Западной Сибири // Нефтехимия. 1992. - № 5. -С. 405-420.

6. Гайдебурова Е.А. Типы разрезов доманикитов Западной Сибири // Доманикиты Сибири и их роль в нефтегазоносности. Сборник научных трудов Новосибирск: СНИИГГиМС, 1982. - С 23-32.

7. Галимов Э.М., Кодина Л.А. Исследование органического вещества и газов в осадочных толщах дна мирового океана. М.: Наука, 1982. - 230 с.

8. Гончаров И.В. Геохимия нефтей Западной Сибири. М.: Недра, 1987. - 181 с.

9. Гончаров И.В. Об оценке катагенеза нефтей // Известия ТГТУ. Томск, 2000. - Т. 303. -Вып. 1-С. 182-188.

10. Гончаров И.В., Коробочкина В.Г., Обласов Н.В., Самойленко В.В. Природа углеводородных газов юго-востока Западной Сибири // Геохимия. 2005а. - № 8. -С. 810-816.

11. Гончаров И.В., Носова C.B., Самойленко В.В. Генетические типы нефтей Томской области // Химия нефти и газа: Материалы V Международной конференции. Томск: Изд-во Института оптики атмосферы СО РАН, 2003а. - С. 10-13.

12. Гончаров И.В., Обласов Н.В., Самойленко В.В. Геохимия резервуара опыт использования // Современные вызовы при разработке и обустройстве месторождений нефти и газа Сибири: Тезисы докладов научно-практической конференции. -Томск: S TT, 20116.-С. 116.

13. Гончаров И.В., Обласов Н.В., Самойленко В.В., Носова C.B. Углистое органическое вещество нижней и средней юры Западной Сибири и его роль в формировании углеводородных скоплений // Нефтяное хозяйство. 2006а. - № 8. - С. 19-23.

14. Гончаров И.В., Обласов Н.В., Самойленко В.В., Носова C.B. Моретаны в нефтях Томской области // Химия нефти и газа: Материалы VI Международной конференции / Отв. ред. P.C. Мин. Томск: Изд-во Института оптики атмосферы СО РАН, 20066. -С. 141-144.

15. Гончаров И.В., Обласов Н.В., Самойленко В.В., Фадеева C.B. Опыт геохимических исследований керна при решении вопросов поисков и добычи нефти // Научно-технический вестник ОАО «НК«Роснефть». 2008. - № 1. - С. 12-16.

16. Гончаров И.В., Обласов Н.В., Самойленко В.В., Фадеева C.B., В.А Кринин,

17. B.А. Волков Нефтематеринские породы и нефти востока Западной Сибири // Нефтяное хозяйство. 201 Ов. - № 8. - С. 24-28.

18. Гончаров И.В., Самойленко В.В., Обласов Н.В., Кринин В.А., Ошмарин P.A. Природа нефтей района Ванкорского месторождения // Нефтяное хозяйство. 2011в. - № 3.1. C. 12-17.

19. Гончаров И.В., Самойленко В.В., Обласов Н.В., Носова C.B. Снижение рисков при поисках нефти // Нефтяное хозяйство. 2006г. - № 8. - С. 28-33.

20. Гончаров И.В., Самойленко В.В., Обласов Н.В., Носова C.B. Молекулярные параметры катагенеза органического вещества пород баженовской свиты Томской области // Геология нефти и газа. 2004д. - № 5. - С. 53-59.

21. Гончаров И.В., Харин B.C. Использование пиролиза в инертной атмосфере при исследовании органического вещества пород. // Проблемы нефти и газа Тюмени. -1982.-в. 56.-С. 8-10.

22. Гурари Ф.Г., Вайц Э.Я., Меленевский В.Н. и др. Условия формирования и методика поиска залежей нефти в аргиллитах баженовской свиты. М.: Недра, 1988. - 199 с.

23. Губкин И.М. Учения о нефти. M.: Наука, 1975. - 384 с.

24. Гурари Ф.Г., Мотвиенко Н.И. Палеогеография баженовской свиты по распределению в ней урана // Перспективы нефтегазоносности юго-востока Западной Сибири. -Новосибирск: СНИИГГиМС, 1980.-С. 81-90.

25. Даненберг Е.Е., Белозеров В.Б., Брылина H.A. Геологическое строение и нефтегазоносность верхнеюрско-нижнемеловых отложений юго-востока ЗападноСибирской плиты (Томская область). Томск: Изд-во ТПУ, 2006. - 291 с.

26. Дахнова М.В., Назарова Е.С. Геохимические методы в решении задач, связанных с освоением залежей нефти в баженовской свите на западе Широтного Приобья // Геология нефти и газа. 2007. - № 6. - С. 39-43.

27. Дорофеева Т.В., Краснов С.Г., Лебедев A.A. и др. Коллекторы нефти баженовской свиты Западной Сибири. Л.: Недра, 1983. - 131 с.

28. Занин Ю.Н., Замирайлова А.Г., Давыдов В.Ю. и др. Корреляционные связи органического вещества с минеральными компонентами в баженовской свите // Геология нефти и газа. 1997. - № 1. - С. 23-25.

29. Занин Ю.Н., Замирайлова А.Г., Лившиц В.Р. и др. О роли скелетного и бесскелетного биогенного материала в формировании органического вещества баженовской свиты // Геология и геофизика. 2008. - т. 49. - № 4. - С. 357-366.

30. Захаров В.А. Условия формирования волжско-берриасской высокоуглеродистой баженовской свиты Западной Сибири по данным палеоэкологии // Эволюция биосферы и биоразнообразия. М. : Товарищество научных изданий КМК, 2006. -С. 552-568.

31. Конторович А.Э., Меленевский В.Н., Занин Ю.Н. и др. Литология, органическая геохимия и условия формирования основных типов пород баженовской свиты // Геология и геофизика. 1998. - т. 39. - № 11. - С. 1477-1491.

32. Конторович А.Э., Полякова И.Д., Стасова О.Ф. и др. Органическая геохимия мезозойских нефтегазоносных отложений Сибири. М.: Недра, 1974. - 192 с.

33. Конторович А.Э. Геохимические методы количественного прогноза нефтегазоносности. М.: Недра, 1976. - 250 с.

34. Конторович А.Э., Нестеров И.И., Салманов Ф.К. и др. Геология нефти и газа Западной Сибири. М.: Недра, 1975. - 680 с.

35. Конторович А.Э., Костырева Е.А., Меленевский В.Н. и др. Геохимические критерии нефтегазоносности мезозойских отложений юго-востока Западной Сибири ( по результатам бурения скважин Восток-1, 3 4) // Геология нефти и газа. 2009. - № 1. -С. 4-12.

36. Конторович А.Э., Стасова О.Ф. Типизация нефтей в осадочной оболочке Земли // Геология и геофизика. 1978. -№ 8. - С. 3-13.

37. Конторович А.Э., Стасова О.Ф. Типы нефтей в природе и закономерности их локализации в стратисфере // VIII Международный конгресс по органической геохимии: Тез.докл. Москва, 1977. - т. 1. - С. 161-162.

38. Конторович А.Э., Фомин А.Н., Красавчиков В.О., Истомин A.B. Катагенезорганического вещества в кровле и подошве юрского комплекса Западно-Сибирского мегабассейна / Геология и геофизика, 2009, т. 50, № 11, С. 1191-1200.

39. Конторович В.А. Генерационный потенциал волжских отложений в юго-восточных районах Западной Сибири // Геология нефти и газа. 2001. -№ 1. - С. 26-32.

40. Конторович В.А. Тектоника и нефтегазоносность мезозойско-кайнозойских отложений юго-восточных районов Западной Сибири. Новосибирск: Изд-во СО РАН, филиал «ГЕО», 2002. - 253 с.

41. Костырева Е.А. Геохимия и генезис палеозойских нефтей юго-востока Западной Сибири. Новосибирск: Изд-во СО РАН, филиал «Гео». - 2005. - 183 с.

42. Курчиков А.Р. Гидрогеотермические критерии нефтегазоносности. М.: Недра, 1992. -231 с.