И.С. Котик, А.Д. Саетгараев, О.С. Котик, Д.А. Бушнев, О.В. Валяева, А.А. Савельева
Нефтематеринские отложения и углеводородный потенциал нижнепалеозойских отложений Лайского вала Денисовского прогиба, Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция (по материалам скв. Кэрлайская-1)
DOI 10.31087/0016-7894-2023-1-53-66
Ключевые слова: органическое вещество; нефтематеринские породы; углеводороды; катагенез; Денисовский прогиб; Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция.
Благодарности: Авторы благодарят коллег из ФГБУ «ВНИГНИ» (М.В. Дахнову, С.В. Можегову) и МГУ имени М.В. Ломоносова (Н.В. Пронину) за возможность проведения пиролиза Rock-Eval и углепетрографических исследований. Благодарность за содействие в изучении материалов скважины авторы выражают В.С. Фатееву (ПАО «ЛУКОЙЛ», Москва) и А.А. Чугаевой (Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть», Пермь).
Для цитирования: Котик И.С., Саетгараев А.Д., Котик О.С., Бушнев Д.А., Валяева О.В., Савельева А.А. Нефтематеринские отложения и углеводородный потенциал нижнепалеозойских отложений Лайского вала Денисовского прогиба, Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция (по материалам скв. Кэрлайская-1) // Геология нефти и газа. – 2023. – № 1. – С. 53–66. DOI: 10.31087/0016-7894-2023-1-53-66.
На территории Денисовского прогиба карбонатные отложения верхнеордовик-нижнедевонского нефтегазоносного комплекса рассматриваются в качестве перспективных поисковых объектов для выявления залежей углеводородов. Их продуктивность была установлена на Западно-Командиршорском-II месторождении, а также на Кэрлайской площади, где в поисковой скв. 1 из верхнесилурийских отложений получен приток легкой нефти. Для оценки углеводородного потенциала нижнепалеозойских отложений и возможности формирования сингенетичных залежей были исследованы образцы керна и нефти из скв. Кэрлайская-1 методами углепетрографии, органической и изотопной геохимии. В изученном разрезе скважины нефтематеринские породы определены в верхнесилурийских и верхнефранских отложениях, которые классифицируются как изначально средне- и высокопродуктивные. Совокупность углепетрографических (RVeq, %) и геохимических (Tmax, 20S/(20S + R), αββ/(αββ + ααα), 22S/(22S + R), Ts/Tm, MPI-1) данных указывает, что органическое вещество нефтематеринских отложений достигло высокой степени катагенетической преобразованности (конец МК3 – конец МК4), отвечающей заключительным этапам главной фазы нефтеобразования. Петрографический состав органического вещества, представленного только битуминитом и продуктами его преобразования, а также характер распределения н-алканов c преобладанием нечетных гомологов (н-С15, н-С17) и изотопно-легкий состав органического углерода (δ13С = −32…−28 ‰) в битумоидах пород и нефти свидетельствуют об однотипном планктонно-водорослевом источнике. Установлено, что по характеру распределения н-алканов и н-алкилциклогексанов, особенно по преобладанию нечетных углеводородов состава С15 и С17, а также изотопно-легкому составу углерода насыщенной фракции, нефть коррелирует с органическим веществом верхнесилурийских нефтематеринских отложений. Установленный высокий генерационный потенциал верхнесилурийских отложений и возможность формирования сингенетичных скоплений углеводородов, а также выявленная нефтегазоносность на различных площадях Денисовского прогиба (Кэрлайской, Западно-Командиршорском-II месторождении) дают основание рассматривать нижнепалеозойский комплекс в качестве перспективного объекта для проведения геолого-разведочных работ и открытия новых залежей.
Котик Иван Сергеевич ORCiD
Кандидат геолого-минералогических наук,
старший научный сотрудник
Институт геологии имени академика Н.П. Юшкина
ФИЦ Коми НЦ УрО РАН,
167982 Сыктывкар, ул. Первомайская, д. 54
e-mail: ivkotik@gmail.com
Саетгараев Альмир Дамирович
Главный геолог,
заместитель генерального директора
ООО «ЛУКОЙЛ-Коми»,
169710 Усинск, ул. Нефтяников, д. 31
e-mail: almir.saetgaraev@lukoil.com
Котик Ольга Сергеевна ORCiD
Кандидат геолого-минералогических наук,
старший научный сотрудник
Институт геологии имени академика Н.П. Юшкина
ФИЦ Коми НЦ УрО РАН,
167982 Сыктывкар, ул. Первомайская, д. 54
e-mail: olya.procko@gmail.com
Бушнев Дмитрий Алексеевич ORCiD
Доктор геолого-минералогических наук,
главный научный сотрудник
Институт геологии имени академика Н.П. Юшкина
ФИЦ Коми НЦ УрО РАН,
167982 Сыктывкар, ул. Первомайская, д. 54
e-mail: boushnev@geo.komisc.ru
Валяева Ольга Викторовна ORCiD
Кандидат геолого-минералогических наук,
старший научный сотрудник
Институт геологии имени академика Н.П. Юшкина
ФИЦ Коми НЦ УрО РАН,
167982 Сыктывкар, ул. Первомайская, д. 54
e-mail: valyaeva@geo.komisc.ru
Савельева Ангелина Ахметовна
e-mail: savelievaangelina1945@gmail.com
1. Даниленко А.Н., Савельева А.А., Борщевская Н.И. Новые данные о геологическом строении и перспективах нефтегазоносности рифогенных отложений верхнего девона Денисовского прогиба // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 2. – C. 41–45. DOI: 10.24887/0028-2448-2017-2-41-45.
2. Саетгараев А.Д., Фатеев В.С., Соловьев С.И. Результаты поисково-разведочных работ ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» за период 2014–2018 гг. // Геология и минеральные ресурсы Европейского Северо-Востока России : материалы XVII Геологического съезда Республики Коми. – Т. I. – Сыктывкар : ИГ Коми НЦ УрО РАН, 2019. – С. 35–37.
3. Савельева А.А., Арцишевская А.В., Борщевская Н.И. Новые объекты поисков и разведки нефти и газа в перспективном ордовикско-нижнедевонском нефтегазоносном комплексе Денисовского лицензионного участка // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 7. – С. 14–19. DOI: 10.24887/0028-2448-2017-7-14-19.
4. Шамсутдинова Л.Л. Перспективы нефтегазоносности ордовикско-нижнедевонских карбонатных отложений южной части Денисовского прогиба // Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности Тимано-Североуральского региона : материалы юбилейной научно-практической конференции, посвященной 80-летию Тимано-Печорского научно-исследовательского центра. – Киров : ООО «Кировская областная типография», 2018. – С. 114–121.
5. Прищепа О.М., Богацкий В.И., Макаревич В.Н., Чумакова О.В., Никонов Н.И., Куранов А.В., Богданов М.М. Новые представления о тектоническом и нефтегазогеологическом районировании Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции [Электронный ресурс] // Нефтегазовая геология. Теория и практика. – 2011. – Т. 6. − № 4. − Режим доступа: http://www.ngtp.ru/rub/4/40_2011.pdf (дата обращения: 20.09.2022).
6. Сенин С.В., Савельева А.А. Диагностика фазового состава залежей углеводородов южной части Денисовского прогиба [Электронный ресурс] // Нефтегазовая геология. Теория и практика. – 2017. – Т. 12. – № 3. − Режим доступа: http://www.ngtp.ru/rub/1/27_2017.pdf (дата обращения: 20.09.2022).
7. Peters K.E., Walters C.C., Moldowan J.M. The biomarker guide. Biomarkers and isotopes in petroleum systems and Earth history. Ed. 2. – Cambridge: Cambridge University Press, 2005. – Book 2. – 1155 с.
8. Бушнев Д.А., Бурдельная Н.С., Шадрин А.Н., Фадеева Н.П., Смирнов М.Б. Органическое вещество доманикитов Тимано-Печорского бассейна – условия проявления главной фазы нефтеобразования // Геология и геофизика. – 2021. – Т. 62. – № 8. – С. 1048–1055. DOI: 10.15372/GiG2021104.
9. Тиссо Б., Вельте Д. Образование и распространение нефти. – М. : Мир, 1981. – 501 с.
10. Бушнев Д.А., Бурдельная Н.С., Шадрин А.Н., Деревесникова А.А. Доманиковые отложения Денисовского прогиба по результатам исследования керна скважины Командиршор-12 // Вестник Института геологии Коми НЦ УрО РАН. – 2017. – Т. 271. − № 7. – С. 12–20. DOI: 10.19110/2221-1381-2017-7-12-20.
11. Jacob H. Classification, structure, genesis and practical importance of natural solid oil bitumen (“migrabitumen”) // Int. J. Coal Geol. – 1989. – Т. 11. – № 1. – С. 65–79. DOI: 10.1016/0166-5162(89)90113-4.
12. Landis C.R., Castaño J.R. Maturation and bulk chemical properties of a suite of solid hydrocarbons // Org. Geochem. – 1994. – Т. 22. – С. 137–149.
13. Вассоевич Н.Б. Происхождение нефти // Вестник МГУ. Сер. 4, Геология. – 1975. – № 5. – С. 3–23.
14. Espitalie J. Use of Tmax as a maturation index for different types of organic matter. Comparison with vitrinite reflectance. In: Thermal Modeling in Sedimentary Basins (ed. by J. Burrus). – Paris : Editions Technip, 1986. – С. 475–496.
15. Peters K.E. Guidelines for evaluating petroleum source rock using programmed pyrolysis // AAPG Bull. – 1986. – Т. 70. − № 3. – С. 318–329. DOI: 10.1306/94885688-1704-11D7-8645000102C1865D.
16. 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. – 1991. – № 9. – 71 с.
17. Van Graas G.W. Biomarker maturity parameters for high maturities: Calibration of the working range up to the oil/condensate threshold //Org. Geochem. – 1990. – Т. 16. – № 4–6. – С. 1025–1032. DOI: 10.1016 /0146-6380(90)90139-q.
18. Radke M. Application of aromatic compounds as maturity indicators in source rocks and crude oils // Mar. Pet. Geol. – 1988. – Т. 5. – С. 224–236.
19. Баженова Т.К., Шиманский В.К., Васильева В.Ф., Шапиро А.И., Яковлева (Гембицкая) Л.А., Климова Л.И. Органическая геохимия Тимано-Печорского бассейна. – СПб. : ВНИГРИ, 2008. – 164 с.
20. Баженова Т.К. Основы региональной органической геохимии. – М. : ГЕОС, 2020. – 120 с.
21. Ларская Е.С. Диагностика и методы изучения нефтегазоматеринских толщ. – М. : Недра, 1983. – 200 с.
22. Конторович А.Э., Богородская Л.И., Голышев С.И. Распределение стабильных изотопов углерода в седикахитах различной генетической природы // Геология и геофизика. – 1985. – № 7. – С. 3–11.
23. Анищенко Л.А., Савельева А.А., Котик И.С. Эволюционно-генетические типы нефтяных систем Денисовской и Хорейверской впадин и перспективы их поисков // Материалы юбилейной научно-практической конференции, посвященной 75-летию Тимано-Печорского научно-исследовательского центра. – Киров : ООО «Кировская областная типография». – 2014. – С. 66–72.