Генетические типы нефтей продуктивных отложений юго-восточной части Западной Сибири

Глава 4. Нефтематеринские породы.

В предыдущей главе с использованием биомаркерных коэффициентов были определены типы исходного для изученных нефтей ОВ, фациальные условия его накопления, и на основе этих данных высказаны предположения о генезисе вероятных НМП для разных типов нефтей. Следующие разделы главы посвящены характеристике основных НМП, являющихся по данным разных авторов и наших исследований источниками нефтей юго-востока Западно-Сибирского НГБ.

4.1. Девонские нефтематеринские породы

Впервые палеозойские отложения стали рассматриваться как потенциально нефтематеринские в 1970-х г.г., когда был получен приток нефти из палеозойских коллекторов на Малоичской площади. Было установлено, что содержания С_орг не одинаковое в различных стратиграфических комплексах палеозоя: в карбонатах среднего и нижнего девона, на границе девона и силура концентрации С_орг в среднем составляют 0,26-0,41% (Клещев К.А, Шеин В.С., 2004), в скв. Малоичская-4 на глубинах 2900-4168 м было выявлено несколько пачек глинистых известняков и доломитов с сапропелевым ОВ с концентрациями С_орг более 0,5%.

Дальнейшие исследования палеозойских отложений (А.С. Вышемирский, 1973, 1986, 1993; А.А. Трофимук, 1972; А.Э. Конторович и др. 1980) подтвердили их высокий генерационный потенциал, что наряду с данными об <умеренном> катагенезе (Н.П.Запивалов, 1979; А.Н.Фомин, 1997, 2004) позволили рассматривать их как самостоятельный нефтегенерирующий и нефтеаккумулирующий комплекс.

В большинстве случаев изучение геохимии палеозойских отложений проходило без четкого разделения на свиты или горизонты, что, как правило, связано с трудностью стратиграфического расчленения палеозойского разреза. Наибольшие перспективы связаны с отложениями девона. Так на Малоичском месторождении девонские карбонаты характеризуются высокой битуминозностью и наличием нефтепроявлений в керне.

Наши исследования нефтей свидетельствуют о существовании как минимум двух палеозойских источников нефтей в юго-восточной части Западно-Сибирского НГБ. Как уже говорилось выше, в качестве источника нефти Калинового месторождения рассматривается чагинская свита верхнего девона, входящая в состав комплекса пород бассейнового типа девонского разреза. Другие палеозойские нефти морского генезиса - Малоичского, Верх-Тарского и Еллей-Игайского месторождений (II тип нефтей) - имеют биомаркерные свидетельства значительной доли карбонатного материала в исходной НМП, а также признаки более древнего источника (преобладание этилхолестана среди гомологов стеранов, наличие гомологической серии 12М-, 13М-алканов). Таким образом, принимая во внимание отсутствие верхнедевонских отложений в районе некоторых скважин Малоичской площади, нефтепроявления в нижне-среднедевонских коллекторах на Еллей-Игайском и Малоичском месторождениях, мы предполагаем в качестве их источника не чагинскую свиту, а более древнюю - лесную толщу, ее нижнюю часть лохковского возраста (D₁l) или же кыштовскую свиту (также D₁l), входящую в состав рифогенного комплекса пород.

Исследованию аллохтонных палеозойских битумоидов наряду с палеозойскими нефтями юго-востока Западно-Сибирского НГБ посвящена работа Е.А. Костыревой (2005). Битумоиды нефтепроизводящих пород девонского возраста разного литологического состава (аргиллиты, мергели, доломиты, известняки) Болтной, Майзасской, Восточной, Салатской и др. площадей на основании молекулярного состава насыщенной фракции и изучения УВ-биомаркеров отнесены вместе с кембрийскими битумоидами тыйской свиты к одному генетическому семейству, связанному с морским сапропелевым ОВ. Максимум н-алканов в этих битумоидах приходится на С₁₈-20, отношение пристана к фитану в среднем 0,69. В составе стеранов примерно равные концентрации гомологов С₂₇-29, при незначительном преобладании холестана. Но в то же время некоторые нижнедевонские битумоиды (Кильсинская, Герасимовская площади) и отнесены к другому семейству, для которого характерно иное распределение биомаркеров. Максимум н-алканов приходится на С₁₉-23, отношение Pr/Ph = 0,32-0,89, в составе стеранов преобладает этилхолестан - от 33 до 49%. Как видно из соотношения биомаркеров в битумоидах имеется сходство с нефтями, отнесенными нами к I типу, что позволяет подтвердить наше предположение о нижнедевонском источнике нефтей Малоичской, Верх-Тарской и Еллей-Игайской площадей.

В конце силура - начале девона (D₁l) и начале позднего девона (D₃f) в Западно-Сибирском палеобассейне произошла смена сообществ организмов и увеличилась их биопродуктивность (Дубатолов В.Н., Краснов В.И, 1993). Осадконакопление в начале девона происходило в условиях теплого эпиконтинентального моря с хорошей аэрацией водной среды, в которой шло постепенное накопление черных и темно-коричневых глинистых илов, карбонатно-глинистых илов. Такая обстановка седиментации характерна для формирования лесной свиты. В это же время шло развитие рифостроящих организмов, характерные признаки обломков рифов выявлены в разрезе Малоичской скв. N 4 (временной аналог низов лесной свиты - кыштовская свита D₁l). Северные территории Западно-Сибирского палеобассейна были заселены менее разнообразной фауной (Дубатолов В.Н., Краснов В.И, 1993).

В результате трансгрессии в среднем девоне Западно-Сибирское море расширилось, появились условия, при которых несколько увеличилось накопление глинисто-карбонатных илов. В начале позднего девона море еще более расширилось, это привело к еще большему увеличению алевритовой, глинистой и кремнистой составляющей осадков. Накапливались чередующиеся черные, темно-коричневые глинистые и известковистые илы и алевриты, а также кремнистые глинистые илы с некромой тентакулитов и радиолярий (Дубатолов В.Н., Краснов В.И., 1993). Этот бассейновый литофациальный комплекс выделен в чагинскую свиту (D₃f-fm). Как видно, палеобиогеографические обстановки как в начале раннего, так и в начале позднего девона способствовали формированию потенциально нефтегазоматеринских отложений на юго-востоке Западно-Сибирского бассейна.

Эти же горизонты были выделены М.И. Шаминовой (1998) на основании высокой радиоактивности (20 мкР/час и более), аномальных концентраций урана (на порядок выше кларковых), обогащенности ураноносным захороненным ОВ (керогеном II типа), высоких концентраций бора и других элементов-примесей (V, Ni, Co, Sr и др.), сингенетичной битуминозности. Она четко приурочивает доманикоидные отложения к стратиграфическим границам - нижним горизонтам нижнего и верхнего девона, в этих отложениях широко развито сапропелевое ОВ, содержание С_орг в породах D₁l₁ составляет от 0,21 до 3,46%, а в D₃f - от 0,01 до 5,08%. Остаточный облик сингенетичных битумоидов говорит об интенсивной миграции микронефти из этих пород. Обнаружены также многочисленные следы миграции в отложениях залегающих выше и ниже этих горизонтов, что указывает на палеозойские источники имеющихся залежей УВ.

При изучении радиоактивности франских доманикоидных отложений, М.И. Шаминовой показана прямая корреляционная зависимость между содержанием урана и С_орг, что подтверждает связь аномальных концентраций урана с захороненным ОВ (С.Г. Неручев, 1986, 2007). Наибольшие концентрации урана, а следовательно и наибольшие концентрации ОВ, приурочены к троговой глубоководной предрифовой фации восточной части бассейна. Калиновая площадь, с нефтью <доманикоидного> облика, находится в этой части бассейна, а высокая концентрация урана в верхнедевонских отложениях Нижнетабаганской, Урманской, Южно-Табаганской площадей подтверждает наши выводы о наличии палеозойского источника УВ в отношении залежей зоны контакта юры и палеозоя данных месторождений. Аномальное содержание бора и ассоциация микроэлементов, сопутствующих ОВ, характерны также и для баженовской свиты, поэтому обнаруженное нами сходство молекулярного состава палеозойской нефти Калинового месторождения, источником которой является, по-видимому, чагинская свита франа, с нефтями из баженовской свиты, вполне объяснимо, как и предполагалось, сходством фациальных обстановок накопления и типа ОВ исходных НМП.

Другая обогащенная ураноносным керогеном II типа НМП - глинисто-карбонатные отложения лохковского яруса (D₁l) - является наиболее вероятным источником девонских нефтей Малоичского, Верх-Тарского и Еллей-Игайского месторождений, объединенных нами во II тип нефтей.

Изучение катагенеза рассеянного ОВ палеозойских отложений рассматриваемых нами площадей показало, что кровля палеозоя преобразована до завершающих этапов МК₂, а зона градации МК₃ достигает глубин 3,8-4,0 км (Фомин А.Н. 1997, 2004), поэтому данные породы могут быть нефтематеринскими и являются перспективными для поиска сингенетичных залежей УВ-флюидов.

4.2. Нижне-среднеюрские нефтематеринские породы

Нефти, отнесенные нами к I генотипу, по-видимому, связаны с нефтепроизводящими аргиллитами тогурской свиты нижней юры и/или глинистыми прослоями в отложениях тюменской свиты средней юры.

Раннетоарская тогурская пачка впервые выделена Ф.Г. Гурари в 1960 г. в разрезе скважины Колпашевская-2. В середине 60-х годов прошлого века А.Э. Конторовичем с соавторами было показано, что тогурские аргиллиты обладают высоким генерационным потенциалом и могут служить источником УВ для залежей в базальных горизонтах осадочного чехла. Типичные озерные сапропелиты с высоким генерационным потенциалом ОВ накапливались в озерах, расположенных, в частности, на юго-востоке Западной Сибири в пределах Нюрольской и Усть-Тымской мегавпадин (А.Э. Конторович, О.Ф. Стасова, 1977; А.Э. Конторович и др., 1995, 1998, 1999). Содержание С_орг в них варьирует от 1,5 до 5,0%, а содержание битумоидов - от 0,1 до 0,7%.

По данным Е.А. Костыревой (2005), δ¹³С ОВ тогурской свиты составляет -(29 - 27) (Дедовская площадь); значения водородного индекса составляют в среднем 460 мгУВ/гС_орг (Костырева Е.А., 2005). ОВ тогурской свиты находится по уровню зрелости в главной зоне нефтеобразования; это подтверждают углепетрографические данные А.Н. Фомина (1995).

Континентальные аргиллиты тюменской свиты (J₁t₂-J₂k₁) рассматриваются как НМП - один из источников УВ для залежей выступов доюрского основания, песчаников тюменской свиты, а также пластов-коллекторов васюганской свиты верхней юры. Концентрация С_орг в них составляет от десятых долей до 2% (А.Э. Конторович, А.С. Фомичев, 1975, 1994). По данным Е.А. Костыревой (2005), на Болтной и Первомайской площадях содержание С_орг в них изменяется от 0,4 до 2,63%, при среднем значении 1,16%. Для битумоидов в среднем δ¹³С = -25,0 , значения водородного индекса - от 42 до 257 мгУВ/гС_орг.

Степень катагенетической зрелости ОВ тюменских отложений в изучаемом районе, отвечает градации катагенеза МК₂ (А.Н. Фомин, 1995).

Е.А. Костыревой (2005) битумоиды тогурской и тюменской свит были отнесены к одному семейству континентального генезиса. Максимум распределения н-алканов в них сдвинут в область С_19-25, соотношение нС₂₇/нС₁₇ составляет в среднем 3,0 для тогурских битумоидов и 2,0 для тюменских. Величина отношения Pr/Ph в тогурских битумоидах варьирует от 1,11 до 2,30; в тюменских - 1,31 до 6,41, в составе стеранов преобладают этилхолестаны (в среднем 41,25% в тогурских и 63,07% в тюменских); в битумоидах тюменской свиты отмечено повышенное содержание низкомолекулярных хейлантанов (значение трицикланого индекса 1,42 - 5,39, для тогурских отложений - 0,25-1,63).

В рамках нашего исследования, на основе молекулярного состава нефтей I типа (Северо-Останинская-7 (пл. М, палеозой) и Вартовская-330 (пл. Ю₆, тюменская свита)) было определено, что наиболее вероятным их источником является континентальное ОВ тогурской и/или тюменской свит. Вышеизложенные литературные данные о составе битумоидов этих свит подтверждают наши выводы об их генетическом родстве.

4.3. Баженовская свита

Отложения баженовской свиты (J₃tt-K₁b) представлены карбонатно-глинисто-кремнистыми черными битуминозными аргиллитами, обогащены ОВ, которое выступает в качестве одного из породообразующих компонентов. Средние содержания С_орг = 5-12% (Конторович В.А., 2002). ОВ баженовской свиты практически полностью сложено аморфным планктоно- и бактериогенным веществом - коллоальгинитом, что предопределило его высокий генерационный потенциал. Еще одной особенностью пород баженовской свиты является их высокая радиоактивность, что связано с аномально высокими концентрациями урана, характерными для НМП с керогеном II типа.

На большей части территории Западной Сибири баженовская свита находятся в главной зоне нефтеобразования. Однако, на юго-востоке бассейна в Чузикско-Чижапской зоне нефтегазонакопления, где сосредоточены основные месторождения с залежами нефти в зоне контакта юры и палеозоя, породы находятся на середине градации МК₁ т.е.в самом начале ГЗН. Водородный индекс на площадях Арчинская, Болтная, Герасимовская и др. составляет в среднем 700 мгУВ/гС_орг, а Тmax пиролиза изменяется от 420^oС до 428^oС, а кероген II типа, характерный для баженовской свиты, вступает в зону реализации нефтегенерационного потенциала при значениях Тmax более 430^oС (Гончаров И.В., Самойленко В.В. и др., 2004).

Тем не менее, в рамках нашего исследования к нефтям, генетически связанных с баженовской свитой были отнесены нефти залежей васюганской свиты (пласт Ю₁) Верх-Тарского, Столбового и Южно-Табаганского месторождений, образец Нижнетабаганского месторождения также пласта Ю₁ был отнесен к смешанному типу, так как по молекулярным параметрам в нем фиксировались признаки как сапропелевого, так и гумусового ОВ. Столбовое месторождение находится северо-восточнее основного изучаемого района, нефть продуктивного пласта Ю₁ в этом случае имеет явный <баженовский> облик.

Таким образом, некоторые литературные данные о молекулярном и изотопном составе битумоидов предполагаемых НМП позволяют провести корреляцию с молекулярным составом выделенных нами типов нефтей и подтвердить выводы относительно источников нефтей в палеозойских и юрских отложениях юго-востока Западной Сибири.

4.4. Распределение нефтей определенного генетического типа в палеозойских продуктивных отложениях

Проведенные исследования нефтей и интерпретация их молекулярного состава позволили установить в палеозойских отложениях 2 источника УВ-флюидов - нижне- и верхнедевонский. С глинисто-карбонатными НМП лохковского яруса нижнего девона, по нашему мнению, связаны залежи нефти палеозойского НГК Еллей-Игайского, Малоичского и Верх-Тарского месторождений, которые приурочены к Тарскому мегавалу. Залежи этих месторождений связаны с девонскими биогермными постройками, нижнедевонские НМП выполняют межрифовые впадины. Поэтому нефти II типа, генетически связанные с глинисто-карбонатными НМП нижнего девона, должны были аккумулироваться в пределах положительных тектонических элементов (на всей протяженности Тарского мегавала) в зонах распространения палеозойских отложений на границе Томской и Новосибирской областей между Еллей-Игайской и Малоичской площадями.

Нефти продуктивных горизонтов М и М₁, генетически связанные исключительно с континентальными юрскими НМП (I тип, Северо-Останинское месторождение) или только с морскими НМП верхнего девона (III тип, Калиновое месторождение) могут быть распространены в еще не исследованных выявленных ловушках юго-восточной части Нюрольской мегавпадины и на южном склоне Пудинского мегавала, но чаще, по-видимому, в НГГЗК будут встречаться нефти смешанного IV генотипа.