«Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений»

ТЕРМИЧЕСКАЯ ИСТОРИЯ И ЭВОЛЮЦИЯ НЕФТЕГАЗООБРАЗОВАНИЯ ВНЕШНЕЙ ЗОНЫ КОРОТАИХИНСКОЙ ВПАДИНЫ, ТИМАНО-ПЕЧОРСКИЙ БАССЕЙН (РЕЗУЛЬТАТЫ 1D МОДЕЛИРОВАНИЯ)

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

Авторы:

¹ Институт геологии имени акад. Н.П. Юшкина Коми науч-ного центра Уральского отделения Российской академии наук (ИГ ФИЦ Коми НЦ УрО РАН), г. Сыктывкар, Россия
² Московский государственный университет имени М.В. Ломоносова, Музей Землеведения, г. Москва, Россия

Ключевые слова: Коротаихинская впадина; бассейновое моделирование; нефтегазоматеринские породы; катагенез; генерация углеводородов.

Аннотация:

В Тимано-Печорском нефтегазоносном бассейне Коротаихинская впадина является одной из наименее изученных структур и рассматривается как перспективная территория для выявления новых месторождений углеводородов (УВ). Бассейновый анализ и моделирование процессов нефтегазообразования в Коротаихинской впадине представлены в работах специалистов различных организаций (ВНИГРИ, Института геологии Коми НЦ УрО РАН, МГУ им. М.В. Ломоносова, ЛУКОЙЛ–Инжиниринг и др.). Однако в данных работах эволюция термического режима бассейна практически не рассматривалась. В статье представлены результаты моделирования тепловой эволюции бассейна и реализации УВ потенциала по данным скв. 1-Коротаихинской с применением системы моделирования осадочных бассейнов ГАЛО. Анализ вариаций тектонического погружения фундамента предполагает три этапа растяжения литосферы с амплитудами β = 1,04…1,07 (β-фактор) в раннем ордовике, живетско-раннепермское и кунгурско-позднетриасовое время. Тепловая активизация литосферы приходится на юрско-кайнозойское время и сопровождается значительной эрозией накопленных отложений. Для большей части палеозойского и в мезокайнозойский этап развития бассейна плотность теплового потока через поверхность фундамента изменялась в пределах 40…50 мВт/м2.
Моделирование истории реализации УВ потенциала показало, что органическое вещество (ОВ) верхнесилурийских, нижне- и верхнедевонских нефтегазоматеринских отложений полностью реализовало свой генерационный потенциал. Степень реализации генерационного потенциала ОВ в нижнепермских нефтегазоматеринских отложениях составляет около 70 %.
Погружение верхнесилурийских и девонских отложений на значительные глубины (до 9,4 км) могло привести к частичному разложению генерированных ранее жидких УВ на газ и кокс при вторичном крекинге, при условии, если они не мигрируют в горизонты с более умеренными термическими условиями. Пермские нефтегазоматеринские отложения, содержащие гумусовое, реже сапропелево-гумусовое ОВ, могли генерировать в основном газовые УВ. Таким образом, фазовый состав потенциальных залежей УВ в исследуемой части Коротаихинской впадины предполагается либо преимущественно газовый, либо газовый и газонефтяной в каменноугольном и пермско-триасовом комплексах при наличии вертикальной миграции нефтяных УВ из верхнесилурийско-девонских отложений.

Список литературы:

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.