On the Issue of Dispersed Organic Matter Differentiation in the Upper Devonian-Tournaisian Strata at the Perm Krai

Abstract


One of the aspects of the formation of the hydrocarbon potential of the main oil and gas source rock (OGSR) of Upper Devonian-Tournaisian age in the context of the sedimentary cover of the Perm Krai was considered. The subject of study was the basic chemical and bituminological characteristics of dispersed organic matter (DOM) of source rocks. The sample of parameters collected to study the thickness contained more than 4300 definitions. The main goal of the study was to differentiate the dispersed rocks organic matter depending on the distribution of bitumen coefficient values and the enrichment degree of strata with organic carbon. According to the conditions of formation, the Upper Devonian-Tournaisian rock was characterized by the maximum development in this territory of favorable geochemical facies, under the conditions of which the DOM transformation into petroleum hydrocarbons occurs. Statistical analysis of the average values of chemical and bituminological parameters confirmed the syngenetic nature of the DOM to the containing rock with a high degree of transformation and enrichment in migratory bitumens, which allowed considering this strata to generate oil and gas and ensured the formation of the oil and gas content. Further, based on fundamental research, in particular the Uspensky-Vassoevich relationship, the differentiation of DOM of the Devonian-Tournaisian formation into syngenetic, mixed and epigenetic was for the first time quantitatively substantiated. By studying the sample using regression and discriminant analysis methods, it was shown that the identified types of DOM were statistically different in the ratio of the parameters Corg and β, which proved their relationship to bitumen of different types. For each identified type of DOM within the stratigraphic units of the main OGSR, different types of relationships between the studied parameters Corg and β were also statistically established. As a result of the research, the author established the individual percentage distribution of DOM types for each horizon of the Upper Devonian-Tournaisian oil and gas source rock and statistically proved their difference in the ratio of Corg and β, which characterized the individual intensity and direction of converting bitumen into micro-oil. It was established that in this sequence the Domanik horizon itself was characterized by the widest development of epigenetic bitumen.

Full Text

Введение Осуществлены дифференциация и типизация рассеянного органического вещества (РОВ) пород верхнедевонско-турнейской толщи осадочного чехла Пермского края по степени преобладания в нем эпигенетичных битумоидов (микронефти) как наиболее подвижной, миграционно способной части сингенетичного РОВ. Данный геохимический критерий может являться дополнительным поисковым фактором для территорий с низкой степенью изученности, или для глубокозалегающих перспективных комплексов [1-4]. Объектом изучения являются химико-битуминологические показатели (более 4300 определений), оцененные в образцах, отобранных в скважинах, вскрывших верхнедевонско-турнейские отложения (D3f2-C1t) на территории Пермского Прикамья. Эти характеристики, по-мнению автора, отражают процессы преобразования РОВ и генерации углеводородов (УВ) в данной толще [5, 6]. Для решения задачи дифференциации химико-битуминологические показатели исследовались методами статистического анализа. Среди показателей, участвующих в анализе, процентное содержание: нерастворимого остатка (Н.О.), органического углерода (Сорг), органического вещества (ОВ), петролейных (Бпэ), хлороформенных (Бхл), спиртобензольных (Бсб) битумоидов и гуминовых кислот (ГумК); коэффициенты: нейтральности (Кн) и битумоидный (β). Использование геохимических характеристик РОВ для решения задач прогноза нефтегазоносности различных интервалов разреза и территорий многократно исследовано учеными и изложено в трудах [7-11]. Генерационные и эмиграционные возможности толщ доманикового типа, каковой является верхнедевонско-турнейская (D3f2-C1t) на данной территории, не вызывают сомнений и подтверждены многими авторами [12-15]. Отложения верхнедевонско-турнейского возраста, обладающие максимальным нефтегазоматеринским потенциалом на территории Пермского края, развиты преимущественно в пределах некомпенсированной палеовпадины Камско-Кинельской системы (ККСП) [16-19]. По данным структурно-формационного анализа, выполненного исследователями разных лет (О.М. Мкртчян, Р.О. Хачатрян, И.К. Королюк, В.Г. Кузнецов, А.А. Аксенов, Е.С. Ларская, С.Г. Неручев, Г.М. Парпарова, С.И. Ваксман, В.Н. Шаронов, Т.В. Белоконь и др.), данные отложения принято делить на две формации: 1) доманиковую, близкую к стратотипу и выделяющуюся в объеме семилукского (доманикового) горизонта верхнего девона, развитую в пределах некомпенсированной палеовпадины, и 2) доманикоидного типа, связанную с отложениями в целом депрессионных фаций в осевых частях ККСП от верхнефранских до турнейских [20-22]. В целом из истории формирования толщи можно отметить, что отложения франского яруса на территории Пермского края имеют повсеместное распространение, за исключением крайних северо-западных районов. Именно в это время большая часть территории края характеризовалась максимальным развитием относительно глубоководных фаций, благоприятных для накопления доманиковых отложений и их небитуминозных аналогов. Мощность отложений яруса составляет до 350 м. Распространение и мощность отложений фаменского яруса соответствует распределению геохимических фаций - мелководно-морской и относительно глубоководной, существовавшей в южной и восточной частях края, унаследованных от франского времени. Мощность отложений фаменского яруса в южных и юго-восточных районах увеличивается до 500 м, что свидетельствует об углублении дна фаменского бассейна. В турнейское время вследствие существенного обмеления бассейна и сокращения областей глубоководного и мелководного шельфов геохимические обстановки накопления осадков были значительно хуже, чем для нижележащих отложений и степень преобразованности ОВ была достаточна низкой. В позднетурнейское время система некомпенсированных прогибов постепенно нивелируется вышележащими отложениями и прекращает свое существование. Таким образом, верхнедевонско-турнейская толща существовала в благоприятных геохимических обстановках для формирования нефтематеринских пород на стадии диагенеза [23-25]. В начале проведения исследований для всего комплекса отложений D3f2-C1t толщи был выполнен статистический анализ средних значений используемых показателей. Высокие средние значения концентраций в толще Сорг и РОВ, достигающие соответственно 0,98 и 1,12 %, характеризует ее как нефтегазоматеринскую [26, 27]. Соотношение средних концентраций битумоидов разного состава: Бхл - 0,217 %, Бсб - 0,181 % и Бпэ - 0,023 %, показывает, что верхнедевонско-турнейская толща отличается высокими концентрациями наиболее миграционно способных - Бхл и Бсб из них. Битумоиды, извлекаемые из РОВ петролейэфирными растворителями (Бпэ), в этой толще составляют незначительную долю. Среднее содержание в толще небитуминозных компонентов (ГумК) невысоко и составляет 0,001 %. Содержание нерастворимого ОВ в толще относительно невысокое и составляет в среднем - 18,07 %. Коэффициент нейтральности (Кн) для толщи в целом равен 1,25 ед., что позволяет говорить о преобладании в толще именно подвижных, миграционно способных битумоидов. Характеристика преобразованности РОВ, на которую указывает битумоидный коэффициент β для данной толщи равна 23,50 % что свидетельствует в большей степени о сингенетичности РОВ вмещающей нефтематеринской толще. Таким образом, исследуемая толща относится к разряду нефтегазогенерируюших и, по-мнению многих авторов, могла обеспечить нефтегазоносность всего разреза палеозоя в осадочном чехле Пермского края [28, 29]. Обоснование выделения типов РОВ и исследование закономерностей соотношений параметров Сорг и β в целом для толщи В основу проведения исследований степени дифференциации РОВ пород основной нефтегазогенерирующей толщи разреза Пермского Прикамья были положены фундаментальные исследования Н.Б. Вассоевича, В.А. Успенского, согласно которым соотношение между содержанием Сорг и величиной битумоидного коэффициента β является критерием разделения РОВ на син- и эпигенетичное [30, 31]. Для подготовки данных к количественной оценке все определения процентного содержания Сорг были сформированы от максимального до минимального значений и далее с использованием метода линейного регрессионного анализа в программе Statistica [31-33]. Последовательно, путем добавления в анализ значений параметров были построены линейные уравнения зависимости величины β от содержания Cорг (6522 модели), первая из которых строится на основании 3 значений, следующая модель получена при n = 4, и так далее до n = 6524. Графическое представление построенных моделей с учетом характера взаимоотношений параметров Сорг и β Рис. 1. Поле корреляции между параметрами Сорг и β с выделенными типами РОВ D3f2-C1t толщи для верхнедевонско-турнейской толщи приведено на рис. 1. Установленный диапазон значений Сорг со статистически значимой обратной корреляцией с коэффициентом β, и является граничным значением между сингенетичным и эпигенетичным типами РОВ. На поле корреляции цветом выделены три группы различных соотношений между параметрами Сорг и β, характеризующих дифференциацию РОВ пород данной толщи на сингенетичное, эпигенетичное и смешанное. Приведенный график характеризуется значительной нелинейностью и определенными закономерностями изменения значений β от Сорг на разных диапазонах изменения его концентраций Сорг. Это позволяет считать процесс преобразования РОВ в данной толще, с одной стороны, протекающим по общей схеме, с другой стороны, интенсивность процесса будет обусловлена различными концентрациями Сорг [35-38]. Выполним статистические исследования выделенных групп РОВ с целью доказательства его дифференциации на уровне исследуемой толщи в целом. Сравнение средних значений параметров Сорг и β по критерию Стьюдента t при заданном уровне значимости p ≤ 0,05 для трех выделенных типов РОВ приведено в табл. 1. Количество данных, использованных для характеристики РОВ данной толщи пород, - одно из самых значительных и равномерно освещающих разрез всей территории Пермского края. В выделенных группах РОВ присутствует 56,33 % определений для сингенетичных, 15,25 % для смешанных и 28,41 % для эпигенетичных. Как показывает анализ в шести сравниваемых парах средних значений, статистически не различны только средние значения Сорг в двух парах РОВ: сингенетичные - смешанное и смешанное - эпигенетичное. По параметру β все средние значения различны, а максимальным уровнем различия характеризуются сингенетичные и эпигенетичные типы РОВ. Следовательно, выполненное разделение РОВ на три группы является статистически доказанным и верным. Для оценки полученных связей между параметрами Сорг и β был проведен корреляционный анализ, позволяющий оценить тесноту полученных связей между параметрами [39, 40]. Уравнения строились для всей выборки и отдельно по выделенным типам РОВ. Построенные уравнения (табл. 2) показывают, что в целом для всей выборки РОВ установлена значимая обратная корреляционная связь (значение p ≤ 0,05), а в пределах выделенных типов РОВ имеются различия в соотношениях параметров. Для сингенетичного РОВ также получена обратная корреляционная, статистически не значимая связь между параметрами Сорг и β, а для смешанного и эпигенетичного РОВ корреляционные связи положительные, хотя статистически не значимые. Таким образом, в целом для толщи D3f2-C1t с помощью линейного регрессионного анализа обоснована дифференциация РОВ на син- и эпигенетичное, а в выделенных типах РОВ установлены различия в средних значениях параметров Сорг и β. Результаты корреляционного анализа показали разнонаправленную связь между исследуемыми параметрами для разных типов РОВ. В целом для всей толщи и для сингенетичного типа РОВ установлены слабые отрицательные корреляционные связи, а для смешанного и эпигенетичного - слабые положительные, что соответствует существующим представлениям и зависимости Н.Б. Вассоевича. Обоснование выделения типов РОВ и исследование закономерностей соотношений параметров Сорг и β для стратиграфических единиц толщи Далее по подобной схеме будет проведено исследование соотношений параметров Сорг и β более детально по стратиграфическим единицам верхнедевонско-турнейской толщи - саргаевский, доманиковый, мендымский горизонты, верхнефранский подъярус, фаменский и турнейский ярусы. Соотношения между параметрами β и Сорг для всех стратиграфических единиц верхнедевонско-турнейской толщи в виде корреляционных полей приведены на рис. 2. Как показывает полученное распределение, толща саргаевского возраста достаточно бедна по концентрации Сорг в породе. Для всех типов РОВ основное количество определений не превышает 1-2 %. Главным отличием построенного соотношения для доманикового горизонта является распределение параметра Сорг. Для всех типов РОВ отмечается значительный диапазон изменения этого параметра. Основная масса значений в сингенетичном РОВ варьируется в пределах 0-10 %, в таких же пределах изменяется Сорг в смешанных РОВ и чуть меньше - до 8 % - в эпигенетичных. Распределение параметра Сорг в мендымском горизонте несколько меняется в связи с уменьшением концентраций в основной массе определений до 1,5-2 % в группе смешанных и эпигенетичных РОВ. Сингенетичное РОВ характеризуется также уменьшением диапазона величины Сорг (0-3 %). Полученное распределение параметров в верхнефранском подъярусе характеризует еще более сокращенное количество Сорг до значений 0,5-1 % в группах эпигенетичных и смешанных РОВ и до 2 % в группе сингенетичных. Для вышезалегающих отложений фаменского яруса соотношение между параметрами β и Сорг отображает минимальные концентрации Сорг (до 1 %) в группах эпигенетичных и смешанных РОВ, в сингенетичном РОВ эта величина повышается до 8 %. Содержание Сорг в эпигенетичных и смешанных типах РОВ турнейского яруса продолжает уменьшаться и не превышает 0,5 %, в сингенетичном - в основном варьируется от 0 до 2 %. Для анализа различия средних значений параметров Сорг и β в выделенных типах РОВ для всех стратиграфических единиц верхнедевонско-турнейской толщи проведем анализ по критерию Стьюдента t. В табл. 3 приведены средние значения и стандартные отклонения для Сорг и β. Средние концентрации Сорг (%) в сингенетичном, смешанном и эпигенетичном типах РОВ вверх по разрезу незначительно уменьшаются от саргаевского горизонта до турнейского яруса. Резким повышением концентраций Сорг (%) во всех типах РОВ отличается лишь доманиковый горизонт, характеризующийся, наиболее благоприятными восстановительными обстановками осадконакопления. Таблица 1 Сравнение средних значений параметров Сорг и β по типам РОВ Показатели, ед. изм. Средние значения Критерии t* p Тип РОВ, n - количество данных Сингенетичное, n = 1160 Смешанное, n = 314 Эпигенетичное n = 585 Сорг, % 1,031 ± 2,352 0,804 ± 1,762 1,5892 0,11222 1,031 ± 2,352 0,636 ± 1,231 -3,7951 0,00015 0,804 ± 1,762 0,636 ± 1,231 1,6671 0,09583 β, % 5,374 ± 4,692 22,825 ± 3,744 -60,9496 0,00000 5,374 ± 4,692 80,900 ± 21,811 -80,9006 0,00000 22,825 ± 3,744 80,900 ± 21,811 -29,5303 0,00000 Примечание: * - жирным шрифтом выделены значимые критерии, характеризующие статистические различия параметров. Таблица 2 Уравнения регрессии между параметрами Сорг и β для типов РОВ Группа Значения свободных членов уравнений регрессии Значения коэффициентов при Сорг Значения r Значения p* Все данные 24,313 -0,918 -0,069 0,00159 Сингенетичное 5,424 -0,075 -0,037 0,1992 Смешанное 22,732 0,114 0,054 0,3408 Эпигенетичное 58,683 1,234 0,070 0,092 Примечание: * - жирным шрифтом выделены значимые критерии, характеризующие статистические различия параметров. Таблица 3 Сравнение средних значений Сорг и β для отложений D3f2-C1t толщи Показатель, ед. изм. Средние значения, стандартные отклонения Критерий Стьюдента t* Тип РОВ, n-количество данных Сингенетичное Смешанное Эпигенетичное Сорг, % Саргаевский горизонт (n = 72, n = 15, n = 36) 1,202 ± 2,495 0,712 ± 0,849 0,7479 1,202 ± 2,495 0,951 ± 1,514 0,55537 0,712 ± 0,849 0,951 ± 1,514 -0,57184 β, % 4,470 ± 4,436 22,399 ± 3,292 -14,7957 4,470 ± 4,436 57,113 ± 20,942 -20,5163 22,399 ± 3,292 57,113 ± 20,942 -6,35035 Сорг, % Доманиковый горизонт (n = 68, n = 47, n = 76) 3,254 ± 3,563 2,840 ± 3,604 0,6100 3,254 ± 3,563 1,910 ± 2,097 2,7911 2,840 ± 3,604 1,910 ± 2,097 1,8087 β, % 8,475 ± 5,233 23,667 ± 3,557 -17,3147 8,475 ± 5,233 60,547 ± 21,781 -19,2170 23,667 ± 3,557 60,547 ± 21,781 -11,4962 Сорг, % Мендымский горизонт (n = 72, n = 15, n = 41) 1,226 ± 1,988 0,830 ± 0,717 0,7598 1,226 ± 1,988 1,091 ± 1,475 0,3801 2,840 ± 3,604 1,091 ± 1,475 0,65569 β, % 6,589 ± 4,859 22,852 ± 3,990 -12,1216 6,589 ± 4,859 59,395 ± 24,655 -17,6373 22,852 ± 3,990 59,395 ± 24,655 -5,68074 Сорг, % Верхнефранский подъярус (n = 118, n = 31, n = 41) 0,768 ± 1,443 0,282±0,321 1,8611 0,768 ± 1,443 0,310 ± 0,840 1,9205 0,282±0,321 0,310 ± 0,840 -0,17872 β, % 5,171 ± 4,623 21,813±3,391 -18,7398 5,171 ± 4,623 60,638 ± 21,401 -26,5690 21,813±3,391 60,638 ± 21,401 -9,98987 Сорг, % Фаменский ярус (n = 354, n = 96, n = 218) 0,785 ± 2,955 0,440±0,874 1,1294 0,785 ± 2,955 0,310 ± 0,742 2,3252 0,440±0,874 0,310 ± 0,742 1,3494 β, % 5,570 ± 4,823 22,932±3,318 -32,4700 5,570 ± 4,823 60,358 ± 21,467 -46,1843 22,932±3,318 60,358 ± 21,467 -16,9429 Сорг, % Турнейский ярус (n = 468, n = 108, n = 173) 0,892 ± 1,566 0,412±0,668 3,1126 0,892 ± 1,566 0,390 ± 0,623 4,0878 0,412±0,668 0,390 ± 0,623 0,2784 β, % 4,783 ± 4,329 22,628±3,754 -39,5315 4,783 ± 4,329 60,638 ± 21,401 -26,5690 22,628±3,754 60,638 ± 21,401 -16,5809 Примечание: * - жирным шрифтом выделены статистические различные средние значения по критерию t при допустимом уровне значимости p ≤ 0,5. Саргаевский горизонт Доманиковый горизонт Мендымский горизонт Верхнефранский подъярус Фаменский ярус Турнейский ярус Рис. 2. Корреляционные поля между параметрами Сорг и β с выделенными группами РОВ для стратиграфических единиц D3f2-C1t толщи Таблица 4 Уравнения регрессии между параметрами Сорг и β для отложений D3f2-C1t толщи Стратиграфические подразделения Уравнения регрессии для типов РОВ* 1. Все данные 2. Сингенетичное 3. Смешанное 4. Эпигенетичное Коэффициент корреляции и уровень значимости Саргаевский горизонт β1 = 21,916 + 0,139 Сорг r = 0,011, p = 0,902 β2 = 4,502 - 0,026 Сорг r = -0,014, p = 0,903 β3 = 21,949+0,632 Сорг r = 0,162, p = 0,561 β4 = 52,388 + 4,966Сорг r = 0,359, p = 0,03 Доманиковый горизонт β1 = 35,586 -1,0133 Сорг r = -0,116, p = 0,110 β2 = 7,677 + 0,245Сорг r = 0,167, p = 0,173 β3= 23,493 + 0,061 Сорг r = 0,062, p = 0,679 β4 = 57,519 + 1,585 Сорг r = 0,152, p = 0,188 Мендымский горизонт β1 = 24,881+0,464 Сорг r = 0,028, p = 0,103 β2 = 6,532+0,046 Сорг r = 0,019, p = 0,874 β3 = 23,593 - 0,892 Сорг r = -0,160, p = 0,568 β4 = 55,111+3,924Сорг r = 0,234, p = 0,568 Верхнефранский подъярус β1 = 21,657-3,050Сорг r = -0,151, p = 0,037 β2 = 5,552-0,495Сорг r = -0,154, p = 0,094 β3 = 21,602+0,746Сорг r = 0,071, p = 0,705 β4 = 60,144+1,590Сорг r = 0,062, p = 0,698 Фаменский ярус β1 = 26,851-1,281Сорг r = -0,101, p = 0,008 β2 = 5,702-0,167Сорг r = -0,102, p = 0,054 β3 = 23,083-0,343Сорг r = -0,076, p = 0,458 β4 = 60,413-0,177Сорг r = -0,006, p = 0,928 Турнейский ярус β1 = 21,989-3,275Сорг r = -0,175, p = 0,000 β2 = 5,201-0,468Сорг r = -0,169, p = 0,0002 β3 = 22,616+0,029Сорг r = 0,005, p = 0,957 β4 = 59,567-3,739Сорг r = -0,106, p = 0,165 Примечание: * - жирным шрифтом выделены уравнения регрессии, характеризующиеся значимой связью между параметрами. Таблица 5 Процентное содержание типов РОВ в отложениях толщи D3f2-C1t Отложения Типы РОВ,% сингенетичное смешанное эпигенетичное Саргаевский горизонт 58,53 12,19 29,26 Доманиковый горизонт 35,60 24,60 39,80 Мендымский горизонт 56,25 11,71 32,04 Верхнефранский подъярус 62,10 16,31 21,57 Фаменский ярус 52,99 14,37 32,64 Турнейский ярус 62,50 14,41 23,09 Средние значения содержания Сорг во всех типах РОВ близки между собой и статистически не различимы для саргаевского, мендымского горизонтов, верхнефранского подъяруса и фаменского яруса. В доманиковом горизонте средние значения концентраций Сорг статистически различны при сравнении групп сингенетичных и эпигенетичных, а также смешанных и эпигенетичных типов РОВ. В турнейском ярусе статистическое различие в средних значениях Сорг установлено в парах сингенетичное - смешанное и сингенетичное - эпигенетичное РОВ. Средние значения битумоидного коэффициента β, характеризующего степень преобразования органического вещества, для всех типов РОВ статистически отличаются во всех стратиграфических диапазонах толщи, что подтверждается приведенными критериями. Максимальное различие в средних значениях β установлено между сингенетичным и эпигенетичным типами РОВ. Широким развитием сингенетичного РОВ характеризуется собственно доманиковый горизонт, в котором преобразование битумоидов происходило интенсивнее. Эпигенетичные битумоиды преобладают над другими типами во всех стратиграфических диапазонах толщи. Таким образом, можно утверждать, что каждый стратиграфический элемент разреза верхнедевонско-турнейской толщи обладает уникальными характеристиками типов РОВ и имеет ряд особенностей, формирующих их нефтегенерирующий и нефтеаккумулирующий потенциал. Заключительным этапом исследования дифференциации типов РОВ в разрезе основной НГМТ верхнедевонско-турнейского возраста являлось исследование регрессионных связей между содержанием Сорг и величиной β [41, 42]. Как было сказано выше, согласно исследованиям Н.Б. Вассоевича, В.А. Успенского, между различными типами битумоидов существуют определенные типы связи концентраций Сорг с величиной битумоидного коэффициента β [43, 44]. Построенные уравнения регрессии между параметрами Сорг и β для выделенных типов РОВ отдельных стратиграфических подразделений приведены в табл.4. Анализ полученных уравнений регрессии позволяет оценить различные соотношения изучаемых параметров в выделенных типах РОВ горизонтов и ярусов исследуемой толщи. Уравнения регрессии, полученные по всем данным без деления на типы РОВ показывают, что почти для всех элементов разреза установлены обратные корреляционные связи между параметрами β и Сорг. Исключение составляют саргаевский и мендымский горизонты, где установленная связь между параметрами слабая положительная. Верхнедевонско-турнейская толща обладает высокими средними значениями концентраций Сорг и вверх по разрезу незначительное изменение его содержание в горизонтах толщи не оказывает существенного влияния на процесс преобразования битумоидов (β) . Уравнения регрессии, полученные для сингенетичного РОВ, показывают, что для мендымского и доманикового горизонта, характеризующихся максимальными величинами β, содержание Сорг оказывает влияние на степень преобразованности РОВ. Далее вверх по разрезу установлена обратная регрессионная зависимость между данными параметрами. По уравнениям, описывающим связи для эпигенетичного типа РОВ, установлено, что увеличение содержания в толще наиболее подвижных битумоидов (средних значений β) вверх по разрезу обусловлено в том числе высокими концентрациями Сорг. Уравнения в этом случае описывают положительные Рис. 3. Соотношение типов РОВ в отложениях толщи D3f2-C1t связи параметров. При достижении высоких концентраций эпибитумоидов в толщах фаменского и турнейского яруса, связи меняются на слабо отрицательные, влияние содержания Сорг на преобразованность РОВ становится меньше. Завершая анализ дифференциации различных типов РОВ в нефтегазоматеринской толще возраста D3f2-C1t, приведем процентное распределение типов РОВ по стратиграфическим единицам (табл. 5). Анализируя приведенное распределение по типам РОВ, следует отметить, что концентрация сингенетичных РОВ в отложениях доманикового горизонта минимальная, что свидетельствует о его более интенсивной реализации, по сравнению с другими элементами толщи. Остальные стратиграфические элементы характеризуются более высоким процентным содержанием сингенетичного РОВ, подтверждая свой нефтегазоматеринский потенциал. По соотношению эпигенетичных РОВ также выделяется доманиковый горизонт, привнесший максимальный вклад в процесс преобразования РОВ в углеводороды. В целом и все остальные подразделения верхнедевонско-турнейской толщи обогащены наиболее подвижными битумоидами (микронефтью). Графическое изображение соотношений РОВ в пределах отложений D3f2-C1t приведено на рис. 3. Заключение Таким образом, выполненные исследования для основной НГМТ верхнедевонско-турнейского возраста применительно к территории Пермского края показали следующие результаты: 1. Обобщен и статистически обработан весь имеющийся к настоящему времени массив фактических данных по геохимическим и битуминологическим характеристикам рассеянного органического вещества по разрезу отложений толщи D3f2-C1t. 2. Впервые статистически обоснованы граничные значения параметров Сорг и β для разных типов битумоидов и выполнена дифференциация типов РОВ в данной толще. 3. Установлены методами регрессионного анализа различные соотношения между параметрами Сорг и β для типов РОВ в каждой стратиграфической единице толщи, отображающие процессы его преобразования в микронефть. 4. Доказано индивидуальное распределение типов РОВ в каждой стратиграфической единице толщи и особенности, формирующие их нефтегенерирующий и нефтеаккумулирующий потенциал. 5. Показано, что максимальными процессами преобразования РОВ в микронефть и широким развитием эпигенетичных битумоидов характеризуется собственно доманиковый горизонт исследуемой верхнедевонско-турнейской толщи.

About the authors

V. L. Voevodkin

PJSC LUKOIL

References

  1. Ступакова, А.В. Поисковые критерии нефти и газа в доманиковых отложениях Волго-Уральского бассейна / А.В. Ступакова, Н.П. Фадеева, Г.А. Калмыков // Георесурсы. - 2015. - № 2(61). - С. 77-86.
  2. Модель катагенеза органического вещества (на примере баженовской свиты) / Л.М. Бурштейн, Л.В. Жидкова, А.Э. Конторович, В.Н. Меленевский // Геология и геофизика. - 1997. - C. 1070-1078.
  3. Magoon, L.B. The petroleum system - from source to trap / L.B. Magoon, W.G. Dow // AAPG memoir 60, 2012. - 312 p. doi: 10.1306/M60585
  4. Hantschel, Th. Fundamentals of Basin and Petroleum Systems Modeling / Th. Hantschel, A.I. Kauerauf // Springer-Verlag. - Berlin: Heidelberg, 2009. - 482 p.
  5. Мерсон, М.Э. К вопросу построения геолого-математических моделей соотношений промышленных запасов и ресурсов для территории Пермской области / М.Э. Мерсон, В.Л. Воеводкин, В.И. Галкин // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2005. - № 9-10. - С. 15-18.
  6. Геохимические показатели РОВ пород как критерии оценки перспектив нефтегазоносности / В.И. Галкин, И.А. Козлова, О.А. Мелкишев, М.А. Шадрина // Нефтепромысловое дело. - 2013. - № 9. - С. 28-31.
  7. Воеводкин, В.Л. Исследование соотношений между ресурсами и запасами нефти в пределах юго-восточного барьерного рифа Камско-Кинельской системы прогибов (ККСП) / В.Л. Воеводкин, А.В. Растегаев, В.И. Галкин // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2005. - № 9-10. - С. 9-12.
  8. Галкин, В.И. Разработка вероятностно-статистических регионально-зональных моделей прогноза нефтегазоносности по данным геохимических исследований верхнедевонских карбонатных отложений / В.И. Галкин, И.А. Козлова // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2016. - № 6. - С. 40-45.
  9. Кривощеков, С.Н. Оценка перспектив нефтегазоносности западной части Соликамской депрессии на основе геохимических и геодинамических данных / С.Н. Кривощеков, И.А. Козлова, И.В. Санников // Нефтяное хозяйство. - 2014. - № 6. - С. 12-15.
  10. Пунанова, С.А. Микроэлементы нефтей, их использование при геохимических исследованиях и изучении процессов миграции / С.А. Пунанова. - М.: Недра, 1974. - 215 с.
  11. Геохимические показатели РОВ пород как критерии оценки перспектив нефтегазоносности / В.И. Галкин, И.А. Козлова, О.А. Мелкишев, М.А. Шадрина // Нефтепромысловое дело. - 2013. - № 9. - С. 28-31.
  12. Correlation between Precambrian sequences in the Franklin Mountains Van Horn, West Texas: A progress report / M.E. Bickford, K.M. Marsaglia, M.J. Whitelaw, K. Soegaard; Geological Society of America // Rocky Mountain Section Meeting. Abstracts with Prоgrams. - 1994. - Vol. 26. - P. 4-5.
  13. Сташкова, Э.К. Комплексное изучение литолого-фациальных стратиграфических, геохимических свойств пород и особенностей углеводородных флюидов в связи с перспективами нефтегазоносности девонских терригенных отложений / Э.К. Сташкова, М.Г. Фрик. - Пермь, 2005.
  14. Blount, J.G. The geochemistry, petrogenesis, and geochronology of the Precambrian meta-igneous rocks of Sierra Del Cuervo and Cerro El Carrizalillo /j.G. Blount. - Chihuahua, Mexico: Austin, University of Texas, 1993.
  15. Формирование и нефтегазоносность доманикоидных формаций / под ред. О.М. Мкртчяна. - М.: Наука, - 1990. - 87 с.
  16. Фрик, М.Г. Закономерности распространения нефтегазоматеринских толщ нижне-верхнедевонских отложений Пермского края / М.Г. Фрик, Г.И. Титова, И.С. Батова // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2007. - № 4. - С. 17-29.
  17. Adams, D.C. Precambrian basement geology of the Permian basin region of West Texas - New Mexico: A geophysical perspective / D.C. Adams, G.R. Keller // Am. Assoc. Petrol. Geol. Bull. - 1996. - Vol. 80. - P. 410-431. doi: 10.1306/64ED87FA-1724-11D7-8645000102C1865D
  18. Collen, J.D. Porosity development in deep sandstones, Taranak Basin. New Zealand /j.D. Collen, R.H. Newman //j. Southeast Asian. Reg. Sci. - 1991. - № 5. - P. 449-452.
  19. Титова, Г.И. Новые данные изотопно-геохимических исследований газов больших глубин / Г.И. Титова, Т.В. Карасева, В.И. Горбачев // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2005. - № 3. - С. 76-81.
  20. Armstrong, A.K. Depositional environment of the carbonate members of the Middle Proterozoic Mescal Limestone, Apache Group, central and southern Arizona / A.K. Armstrong, C.T. Wrucke // New Mexico Geology. - 1990. - Vol. 12, № 3.
  21. Bruhn, R.L. Tectonics and sedimentology of Uinta Arch, Western Uinta Mountains, and Unita Basin / R.L. Bruhn, M.D. Picard, J.S. Isby // Paleotectonics and Sedimentation in the Rocky Mountain Region, United States. - Ed. by J.A. Petersom. - 1986. - Vol. 41. - P. 333-352. doi: 10.1306/M41456C16
  22. Плотникова, И.Н. Дифференциация микроэлементного состава пород доманиковой формации и палеофациальные условия ее формирования / И.Н. Плотникова, С.Б. Остроухов, Н.В. Пронин // Пустоваловские чтения 2022: материалы традиционной конференции, посвященной 120-летию Леонида Васильевича Пустовалова, Москва, 20-23 декабря 2022 года. - М.: Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина, 2022. - С. 107-109.
  23. Геохимические аспекты преобразования нефтяных углеводородов в термодинамических условиях суб и сверхкритических водных флюидов / С.М. Петров, А.И. Лахова, И.Н. Плотникова, В.С. Балицкий // Новые идеи в науках о Земле: материалы XV Международной научно-практической конференции: в 7 т. Москва, 01-02 апреля 2021 года. - М.: Российский государственный геологоразведочный университет им. С. Орджоникидзе. - 2021. - Т. 5. - С. 168-172.
  24. Плотникова, И.Н. Высокоуглеродистые толщи Волго-Урала и их "генерационный" потенциал (на примере Южно-Татарского свода и прилегающих территорий) / И.Н. Плотникова, С.Б. Остроухов, Н.В. Пронин // О новой парадигме развития нефтегазовой геологии: материалы международной научно-практической конференции, Казань, 02-04 сентября 2020 года. - Казань: Ихлас, 2020. - С. 68-71.
  25. Плотникова, И.Н. Доманик Татарстана: особенности строения и перспективы нефтеносности / И.Н. Плотникова, А.Н. Шакиров, С.А. Володин // Достижения, проблемы и перспективы развития нефтегазовой отрасли: материалы Международной научно-практической конференции, Альметьевск, 25-28 октября 2017 года / Альметьевский государственный нефтяной институт. - Альметьевск: Альметьевский государственный нефтяной институт, 2018. - Т. 2. - С. 16-22.
  26. Михалевич, И.М. Применение математических методов при анализе геологической информации (с использованием компьютерных технологий: Statistika) / И.М. Михалевич, С.П. Примина. - Иркутск: Иркутский государственный университет, 2006. - Ч. 3. - 115 с.
  27. Решение региональных задач прогнозирования нефтеносности по данным геолого-геохимического анализа рассеянного органического вещества пород доманикового типа / В.И. Галкин, И.А. Козлова, М.А. Носов, С.Н. Кривощеков // Нефтяное хозяйство. - 2015. - № 1. - С. 21-23.
  28. Сташкова, Э.К. Научное обоснование нефтегазоносности девонских отложений на основе комплекса геологических, литолого-фациальных и геохимических исследований / Э.К. Сташкова, М.Г. Фрик // Комплексное изучение литолого-фациальных, стратиграфических, геохимических свойств пород и особенностей углеодородных флюидов в связи с перспективами нефтегазонсосности девонских терригенных отложений. - 2005. - С. 342.
  29. Моделирование процессов катагенеза органического вещества и нефтегазообразование / Всесоюз. нефт. н.-и. геол.-развед. ин-т; под ред. Е.А. Глебовской. - Л.: Недра, 1984. - 139 с.
  30. Вассоевич, Н.Б. Теория осадочно-миграционного происхождения нефти: (исторический обзор и современное состояние) / Н.Б. Вассоевич // Изв. АН СССР. Сер. геол. -1967. - № 11. - С. 135-156.
  31. Построение вероятностно-статистических моделей для дифференциации рассеянного органического вещества пород территории Пермского края / В.Л. Воеводкин, Д.В. Антонов, В.И. Галкин, И.А. Козлова // Нефтяное хозяйство. - 2023. - № 12. - С. 100-104. doi: 10.24887/0028-2448-2023-12-100-104
  32. Дзюбенко, А.И. Оценка достоверности геолого-промысловой информации / А.И. Дзюбенко, В.А. Мордвинов, В.Л. Воеводкин // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2005. - № 9-10. - С. 44-48.
  33. Khalafyan, A.A. STATISTICA 6 Statistical analysis of data / A.A. Khalafyan. - 3rd ed. Textbook. - M.: Binom-Press LLC, 2007. - 512 p.
  34. Davis, J. Statistics and Analysis of Geological Data /j. Davis. - M.: Mir, 1977. - 353 p.
  35. Geological and statistical simulation for assessment of zonal oil and gas potential formation processes in the Visimskaya monocline / V.I. Galkin, K.A. Koshkin, O.A. Melkishev, I.A. Kozlova // IOP Conference Series: Earth and Environmental Science - 2021: 14, Perm, Virtual, November 09-12. - 2022. - Vol. 1021. - P. 012061. doi: 10.1088/1755-1315/1021/1/012061
  36. Козлова, И.А. О возможности нефтегазообразования в верхнепротерозойских отложениях на территории Пермского края / И.А. Козлова, С.Н. Кривощеков, Л.Ю. Зыкова // Нефтяное хозяйство. - 2014. - № 5. - С. 55-59.
  37. Галкин, В.И. Обоснование зональной нефтегазоносности территории Висимской моноклинали по геохимическим критериям / В.И. Галкин, К.А. Кошкин, О.А. Мелкишев // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. - 2018. - Т. 18, № 1. - С. 4-15. doi: 10.15593/2224-9923/2018.3.1
  38. Галкин, В.И. Дифференцированная вероятностная оценка генерационных процессов в отложениях доманикового типа Пермского края / В.И. Галкин, Т.В. Карасева, И.А. Козлова // Нефтяное хозяйство. - 2014. - № 12. - С. 103-105.
  39. Houze, O. Dinamie data analjsis / O. Houze, D. Viturat, O.S. Fjaere. - Paris: Kappa Engineering, 2005.
  40. Построение статистических моделей оценки коэффициента извлечения нефти для эксплуатационных объектов Пермского Прикамья / В.И. Галкин, С.В. Галкин, В.Л. Воеводкин, В.Г. Пермяков // Нефтяное хозяйство. - 2011. - № 2. - С. 86-88.
  41. Burnham, А.К. Global Chemical Kinetics of Fossil Fuels / А.К. Burnham // Springer International Publishing AG. - 2017.
  42. К обоснованию построения моделей зонального прогноза нефтегазоносности для нижне-средневизейского комплекса Пермского края / В.И. Галкин, И.А. Козлова, С.Н. Кривощеков, О.А. Мелкишев // Нефтяное хозяйство. - 2015. - № 8. - С. 32-35.
  43. К разработке генетической классификации рассеянного органического вещества / В.А. Успенский, Ф.Б. Инденбом, А.С. Чернышева, В.Н. Сенникова // Вопросы образования нефти. (Тр. ВНИГРИ). - 1958. - Вып. 128. - С. 221-314.
  44. Модель катагенеза органического вещества (на примере баженовской свиты) / Л.М. Бурштейн, Л.В. Жидкова, А.Э. Конторович, В.Н. Меленевский // Геология и геофизика. - 1997. - C. 1070-1078.

Statistics

Views

Abstract - 29

PDF (Russian) - 20

Refbacks

  • There are currently no refbacks.

Copyright (c) 2024 Voevodkin V.L.

This website uses cookies

You consent to our cookies if you continue to use our website.

About Cookies