«Geology, geophysics and development of oil and gas fields»

THERMAL HISTORY AND PETROLEUM GENERATION EVOLUTION OF THE EXTERNAL ZONE OF THE KOROTAIKHA DEPRESSION, TIMAN-PECHORA BASIN (RESULTS OF 1D MODELING)

UDC: 551.24:553.98(470.1)
DOI: 10.33285/2413-5011-2021-4(352)-14-23

Authors:

¹ Institute of Geology of Komi Science Centre of the Ural Branch of the Russian Academy of Sciences (IG FRC Komi SC UB RAS), Syktyvkar, Russian Federation
² Lomonosov Moscow State University, Museum of Earth Sciences, Moscow, Russian Federation

Keywords: Korotaikha depression, basin modeling, source rocks, catagenesis, hydrocarbon generation

Annotation:

The Korotaikha depression is one of the least studied structures and is considered as a promising area for discovering new hydrocarbon (HC) deposits in the Timan-Pechora oil- and gas-bearing basin. The basin analysis and modeling of petroleum generation in the Korotaikha depression were considered by specialists from various organizations (VNIGRI, Institute of Geology of Komi SC UB RAS, Lomonosov Moscow State University, LLC "LUKOIL-Engineering", etc.). However, in these works, evolution of the basin thermal regime is nearly unconsidered. This paper presents the results of modeling of the basin thermal evolution and realization of HC potential according to the data from 1-Korotaikha well using the GALO basin modeling program. Analysis of variations in the basement tectonic subsidence assumes three stages of lithospheric stretching: in the Early Ordovician, Givetian-Early Permian, and Kungurian-Late Triassic period. The amplitudes of the lithospheric stretching are β = 1,04…1,07 (β-factor). Thermal activation of the lithosphere was observed in the Jurassic-Cenozoic period and was accompanied by significant erosion of accumulated sediments. The heat flow density through the basement surface varied within 40…50 mW/m2 for most of the Paleozoic and Meso-Cenozoic stages of the basin development. Modeling of the history of HC potential realization showed that the organic matter (OM) of the Upper Silurian, Lower and Upper Devonian petroleum source rocks has fully realized its generation potential. The realization level of the OM generation potential in the Lower Permian source rocks is about 70 %. The Upper Silurian and Devonian sediments were buried at significant depths (up to 9,4 km), which could lead to the partial decomposition of previously generated liquid HC into gas and coke during secondary cracking, if they did not migrate to horizons with more moderate thermal conditions. Permian source rocks containing terrigenous, rarely mixed terrigenous-marine OM, could generate mainly gas. Thus, the phase composition of potential HC accumulations in the investigated part of the Korotaikha depression is assumed to be either predominantly gas, or gas and gas-oil in the Carboniferous and Permian-Triassic complexes, if there was a vertical migration of oil HC from the Upper Silurian-Devonian deposits.

Bibliography:

1. Перспективы нефтегазоносности и программа изучения Коротаихинской впадины / О.М. Прищепа, В.Н. Макаревич, Л.А. Орлова [и др.] // Геология нефти и газа. - 2009. - № 2. - С. 2-8.
2. Геология и нефтеносность терригенных нижнепермских отложений западного борта Коротаихинской впадины / Р.Х. Масагутов, С.С. Клименко, В.А. Екименко [и др.] // Материалы междунар. конф. "Трудноизвлекаемые запасы и нетрадиционные источники углеводородного сырья. Проблемы, перспективы, прогнозы". - СПб.: ВНИГРИ, 2015.
3. Коротаихинская впадина - новое направление наращивания сырьевой базы нефти и газа в Тимано-Печорской провинции / О.М. Прищепа, В.А. Житников, Л.А. Орлова [и др.] // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - М.: ОАО "ВНИИОЭНГ", 2012. - № 5. - С. 4-13.
4. Соборнов К.О. Структура, формирование и нефтегазоносный потенциал Пай-Хой-Новоземельского складчато-надвигового пояса // Геология нефти и газа. - 2014. - № 2. - С. 64-71.
5. Соборнов К.О., Астафьев Д.А. Строение, формирование и нефтегазовый потенциал северной части Коротаихинской впадины, Баренцево море // Вести газовой науки: науч.-технич. сб. - 2017. - № 4. - С. 25-37.
6. Строение и перспективы нефтегазоносности турнейских карбонатных клиноформных комплексов Коротаихинской впадины / А.И. Варламов [и др.] // Геология нефти и газа. - 2012. - № 2. - С. 14-24.
7. Юдин В.В., Юдин С.В. Тектонотипический разрез Коротаихинской впадины // Вестник ИГ Коми НЦ УрО РАН. - 2018. - № 7. - С. 10-15. - DOI: 10.19110/2221-1381-2018-7-10-15
8. Органическая геохимия и нефтегазоносность пермских отложений севера Предуральского прогиба / Л.А. Анищенко [и др.]. - СПб.: Наука, 2004. - 214 с.
9. Баженова Т.К., Богословский С.А., Шапиро А.И. Геохимия палеозоя юго-западного склона Пай-Хоя и генерация углеводородов в Коротаихинской впадине // Разведка и охрана недр. - 2010. - № 6. - С. 21-26.
10. Сенин С.В. Коротаихинская впадина: нефть или газ? // Минерально-сырьевые ресурсы Арктических территорий Республики Коми и Ненецкого автономного округа: материалы науч.-практич. совещания. - Сыктывкар: Геопринт, 2015. - С. 71-73.
11. Перспективы нефтегазоносности Коротаихинской впадины Тимано-Печорского бассейна / А.В. Ступакова [и др.] // Георесурсы. - 2017. - Спецвыпуск. - Ч. 1. - С. 88-101. - DOI: 10.18599/grs.19.10
12. Влияние складчато-надвиговых дислокаций на процессы нефтегазогенерации в северном сегменте Предуральского краевого прогиба / П.С. Карасев [и др.] // Нефтегазовая геология. Теория и практика. - 2019. - Т. 14. - № 3. - URL: http://www.ngtp.ru/rub/2019/27_2019.html
13. Fossum B.J., Grant N.T., Byurchieva B.V. Petroleum system evaluation of the Korotaikha fold-belt and foreland basin, Timan-Pechora, Russia // Search and Discovery. - 2013. - № 10491. -URL: http://www.searchanddiscovery.com/pdfz/documents/2013/10491fossum/ndx_fossum.pdf
14. Катагенез и нефтегазоносность / Под ред. С.Г. Неручева. - Л.: Недра, 1981. - 240 с.
15. Welte D.H., Horsfield B., Baker D.R. (Eds.) Petroleum and Basin Evolution. - Springer-Verlag, 1997. - 536 p.
16. Галушкин Ю.И. Моделирование осадочных бассейнов и оценка их нефтегазоносности. - М.: Научный мир, 2007. - 456 c.
17. Galushkin Yu.I. Non-standard problems in basin modeling. - Switzerland: Springer Internat. Publ., 2016. - 268 p.
18. Тимано-Печорская провинция: геологическое строение, нефтегазоносность и перспективы освоения / М.Д. Белонин [и др.]. - СПб.: Недра, 2004. - 396 с.
19. Тимонин Н.И., Юдин В.В., Беляев А.А. Палеогеодинамика Пай-Хоя. - Екатеринбург: УрО РАН, 2004. - 226 с.
20. Угленосная формация Печорского бассейна. - Л.: Наука, 1990. - 176 с.
21. Тимано-Печорский седиментационный бассейн (объяснительная записка к "Атласу геологических карт", 2000) / З.В. Ларионова [и др.]. - Ухта: ТП НИЦ, 2002. - 122 с.
22. Государственная геологическая карта Российской Федерации. Масштаб 1: 1 000 000 (третье поколение). Сер. Южно-Карская. Лист R-41 - Амдерма. Объяснительная записка / М.А. Шишкин [и др.]. - СПб.: Картографическая фабрика ВСЕГЕИ, 2012. - 383 с.
23. Котик И.С., Котик О.С., Валяева О.В. Геохимия органического вещества пермских отложений северо-востока Коротаихинской впадины // Георесурсы. - 2016. - Т. 18. - № 2. - С. 114-119. - DOI: 10.18599/grs.18.2.8
24. Котик О.С., Котик И.С., Каргиева Т.Г. Пермские отложения юго-востока Коротаихинской впадины: углепетрография, геохимия и нефтегазогенерационный потенциал // Геология нефти и газа. - 2017. - № 4. - С. 91-102.
25. Котик О.С. Типы органического вещества и генерационный потенциал пермских угленосных отложений Косью-Роговской впадины: автореф. дис. … канд. геол.-минер. наук. - Сыктывкар: ИГ Коми НЦ УрО РАН, 2017. - 24 с.
26. Нефтегазоматеринские отложения силура поднятия Чернова (Тимано-Печорский бассейн) / И.С. Котик, Т.В. Майдль, О.С. Котик [и др.] // Георесурсы. - 2020. - Т. 22. - № 3.
27. Органическая геохимия Тимано-Печорского бассейна / Т.К. Баженова [и др.]. - СПб.: ВНИГРИ, 2008. - 164 с.
28. Органическая геохимия франских отложений северной части гряды Чернышева (Тимано-Печорский бассейн) / Н.С. Бурдельная, Д.А. Бушнев, А.Н. Плотицын [и др.] // Нефтегазовая геология. Теория и практика. - 2018. - Т. 13. - № 4. - URL: http://www.ngtp.ru/rub/2018/37_2018.html
29. Основные результаты изучения органического вещества и УВ-флюидов Адакской площади / В.Н. Данилов [и др.] // Нефтегазовая геология. Теория и практика. - 2011. - Т. 6. - № 2. - URL: http://www.ngtp.ru/rub/1/22_2011.pdf
30. Литолого-геохимическая характеристика силурийских отложений тальбейского блока гряды Чернышева / И.С. Котик [и др.] // Вестник ИГ Коми НЦ УрО РАН. - 2016. - № 11. - С. 15-22. - DOI: 10.19110/2221-1381-2016-11-15-22
31. Геохимия органического вещества доманиковых отложений разреза р. Пымвашор, гряда Чернышева (Тимано-Печорский бассейн) / И.С. Котик, О.В. Валяева, Д.А. Бушнев [и др.] // Вестник ИГ Коми НЦ УрО РАН. - 2019. - № 9. - С. 10-16.
32. Песецкая В.А., Павлова С.Н. Геохмическая характеристика органического вещества ордовикско-нижнедевонских пород Печорского бассейна // Геология европейского севера России: Труды Ин-та геологии Коми НЦ УрО РАН. - 1997. - Вып. 92. - С. 63-68.
33. Рябинкина Н.Н., Рябинкин С.В. Нефтегазовый потенциал нижнекаменноугольных отложений севера Предуральского прогиба // Вестник ИГ Коми НЦ УрО РАН. - 2019. - № 9. - С. 33-37. - DOI: 10.19110/2221-1381-2019-9-33-37
34. Моделирование масштабов генерации углеводородных флюидов доманиковой нефтематеринской толщей Тимано-Печорского бассейна с использованием различных кинетических спектров деструкции органического вещества / И.А. Санникова [и др.] // Георесурсы. - 2017. - Спецвыпуск. - Ч. 1. - С. 65-79. - DOI: 10.18599/grs.19.8
35. Frakes L.A. Climates throughout Geological Time. - Amsterdam: Elsevier, 1979. - 310 p.
36. Wyllie P.J. Magmas and volatile components // American Mineralogist. - 1979. - № 64. - Рp. 469-500.
37. Sweeney J.J., Burnham A.K. Evolution of a simple model of vitrinite reflectance based on chemical kinetics // AAPG Bull. - 1990. - № 74(10). - Рp. 1559-1570.